Transformadores de tensión de alta tensión: por qué el desajuste de carga provoca un error de relación superior al 0.5% a 110kV

Por qué un error de relación del 0.5% no es simplemente «suficientemente bueno» a 110 kV

A 110 kV, la medición de tensión no consiste en redondear cifras, sino en condiciones límite. Un transformador de potencial de alta tensión (HVPT) que presenta una desviación del 0.48% en la calibración de laboratorio podría derivar hasta el 0.72% en servicio. Ese 0.24% adicional no es ruido académico. Es la diferencia entre que un relé se dispare ante una falla real y que la ignore porque la tensión medida se mantuvo justo por debajo de su umbral de actuación. O entre que el error de medición se introduzca progresivamente en los cálculos de liquidación de cientos de megavatios-hora al mes. Hemos observado esto dos veces en los últimos 18 meses en proyectos de integración de energías renovables donde se reutilizaron HVPT antiguos sin volver a validar la carga.

La discrepancia de carga no se trata de ohmios, sino de flujo

La mayoría de los evaluadores técnicos saben que la carga se especifica en VA u ohmios. Menos personas se detienen a considerar qué sucede dentro del núcleo cuando la carga secundaria se desvía, aunque sea ligeramente, del diseño. A 110 kV, los HVPT típicos operan cerca de una densidad de flujo de 1.4–1.6 T en condiciones nominales. Esto es intencional: suficiente margen para sobretensiones transitorias, pero lo bastante ajustado para mantener un tamaño y coste manejables. Ahora introduzca una carga un 15% superior a la nominal, por ejemplo, debido a un cableado secundario más largo, dispositivos de monitorización adicionales o circuitos de medición en paralelo. El aumento de la corriente secundaria exige mayor fuerza magnetomotriz (MMF) para mantener el enlace de flujo. Pero la MMF primaria está fijada por la tensión del sistema. Por tanto, el núcleo compensa, no linealmente, sino adentrándose más en la zona de rodilla de la curva B-H.

Ahí es donde el error de relación se dispara. No de forma gradual. No de forma predecible. Verá menos del 0.2% de error hasta aproximadamente el 90% de la carga nominal, pero al superar el 105%, los errores aumentan de forma no lineal: 0.55%, luego 0.83% y después 1.2% al 120%. ¿Por qué? Porque las pérdidas por histéresis aumentan más rápido, las corrientes parásitas distorsionan las trayectorias locales de flujo y pequeñas imperfecciones del núcleo —límites de grano, separaciones entre laminaciones e incluso tensiones residuales del bobinado— comienzan a dominar el comportamiento. IEC 60044-2 permite un 0.5% para la precisión de clase 0.2, pero eso es *bajo una carga definida*. La carga real rara vez coincide exactamente con ella y nunca permanece estática.

Lo que nos indican los datos de campo (no lo que prometen las fichas técnicas)

Los registros del laboratorio de calibración de Jinshida muestran patrones consistentes en los lotes de HVPT de 110 kV entregados desde 2021. Cuando se prueban con la carga nominal, el 92% cumple un error de relación ≤0.42%. Con una carga de +10%, esta cifra baja al 68%. Con –10% (carga más ligera), es del 77%, pero con mayor dispersión del ángulo de fase, lo cual es importante para los relés direccionales. Es crucial destacar que las unidades con peor desempeño no eran casos atípicos de fabricación. Eran unidades instaladas en subestaciones con cargas mixtas de protección/medición que compartían el mismo devanado secundario, algo que no se detectó durante la puesta en servicio.

Esto no es teoría. Por eso ahora exigimos la verificación de la carga *después* de conectar todos los dispositivos secundarios, no solo durante la prueba de fábrica. Y por eso nuestra especificación interna añade una banda de tolerancia de carga de ±5% *en el bloque de terminales*, no en la brida del transformador. La resistencia del cable, la oxidación de los contactos e incluso la temperatura ambiente, que afecta a la resistividad del cobre, influyen en la carga efectiva final. Un cable de Cu de 2.5 mm² y 45 metros de longitud añade aproximadamente 0.35 Ω a 20°C. Esto es insignificante a 0.1 A, pero a 5 A (común en los CT de protección que comparten cableado), supone una caída de 0.875 V, suficiente para desplazar la carga en aproximadamente 17 VA en una unidad nominal de 100 VA.

Decisiones de diseño que realmente importan

No es posible corregir la discrepancia de carga únicamente con mejores pruebas. Todo comienza antes: en la selección del material del núcleo, la geometría del bobinado y la gestión térmica. Los núcleos de aleación amorfa, por ejemplo, tienen menor coercitividad y curvas B-H más pronunciadas. Esto implica una menor desviación de flujo para un cambio determinado de MMF, por lo que el error de relación aumenta más lentamente ante variaciones de carga. Jinshida aplica este principio de forma selectiva: no en los propios HVPT (donde el acero convencional de grano orientado sigue predominando por su coste y fiabilidad comprobada a 110 kV), sino en activos de distribución auxiliares donde la variabilidad de carga es igualmente crítica. NuestroTransformador de aleación amorfa SBH15, por ejemplo, se implementa habitualmente en redes urbanas de distribución eléctrica que alimentan parques solares y centros de carga de vehículos eléctricos, entornos donde los perfiles de carga varían considerablemente y las pérdidas en vacío afectan directamente al coste operativo. Su núcleo amorfo reduce las pérdidas por histéresis en aproximadamente un 70% frente al acero al silicio, lo que hace que todo el circuito secundario sea menos sensible a pequeños cambios de excitación.

Pero no suponga que «amorfo = mejor HVPT». Las dinámicas de saturación del núcleo son diferentes. Las aleaciones amorfas se saturan más bruscamente después de su punto de rodilla, lo que implica una degradación *menos* gradual bajo una sobrecarga severa. Para los HVPT, la estabilidad en todo el rango de carga sigue favoreciendo el acero laminado en frío, cuidadosamente recocido y de alta permeabilidad, con tolerancias más estrictas en el espesor de las laminaciones y el factor de apilamiento. Ahí es donde el control de procesos de Jinshida marca la diferencia: apilamiento automatizado de núcleos con monitorización de separación en tiempo real, además de impregnación al vacío posterior al bobinado para minimizar las bolsas de aire que distorsionan las trayectorias de flujo bajo carga.

Una comprobación práctica antes de la puesta en servicio

Evite el reflejo de «simplemente pruébelo». Empiece aquí:

• Trace el mapa de *todos* los dispositivos del circuito secundario, no solo el medidor principal y el relé, sino también módulos auxiliares, registradores de formas de onda e incluso adaptadores de comunicaciones Ethernet sobre línea eléctrica que consumen miliamperios.
• Calcule la carga total *a temperatura de funcionamiento*: utilice las especificaciones del conductor, no las tablas de catálogo. Suponga 75°C para cables instalados en bancos de ductos.
• Si el total supera la carga nominal en >8%, no acepte que «está lo suficientemente cerca». Reencamine el cableado, divida las cargas entre devanados independientes o especifique un HVPT de mayor capacidad nominal, incluso si cuesta un 12% más. El coste de una mala coordinación supera con creces el sobrecoste del equipo.

Y recuerde: la carga no es estática. Un relé que consume 1.5 VA en espera puede requerir 5 VA durante la ejecución de la lógica de disparo. Ese transitorio es importante para los esquemas de protección contra sobretensión con retardo de tiempo. Hemos visto casos en los que el error de relación se disparaba solo durante la simulación de fallas, porque la configuración de prueba no reproducía la carga dinámica.

En resumen: a 110 kV, la discrepancia de carga no es una nota al pie de calibración. Es un vector de riesgo a nivel de sistema. Trátelo como tal.