Transformadores de media tensión para parques solares: elección de los niveles de tensión del lado colector

La tensión del lado colector debe seleccionarse desde el punto de interconexión hacia atrás, no desde el catálogo de transformadores hacia adelante. Una planta solar puede utilizar 20 kV, 33 kV, 34.5 kV u otro nivel de media tensión en su red colectora, pero la elección correcta es la que coincide con la arquitectura de interconexión aprobada por la compañía eléctrica, la clase de aislamiento requerida del equipo, la configuración de bloques de inversores y el punto de equilibrio económico entre las pérdidas de cables y el coste del equipo.

Una tensión colectora más alta no produce automáticamente un proyecto mejor. Reduce la corriente para una transferencia de potencia determinada y puede reducir las pérdidas de los alimentadores, pero puede requerir aparamenta, cables, terminales, descargadores de sobretensión y aislamiento de transformadores más costosos. Una tensión inferior puede simplificar la selección de equipos en emplazamientos compactos, pero resulta difícil de justificar cuando los tendidos largos de alimentadores o la gran capacidad agregada de bloques elevan la corriente y la caída de tensión. Por tanto, la decisión práctica es una decisión eléctrica y constructiva a nivel de sistema, no simplemente una decisión sobre la potencia nominal del transformador.

Comience por el plan de tensión de la compañía eléctrica, no solo por las denominaciones nominales

La primera restricción es la disposición de tensión aceptada por el operador de red. El sistema colector debe conectarse correctamente con la subestación del proyecto, el esquema de protección, la disposición de medición y el transformador elevador del lado de red. Si, por ejemplo, el devanado de baja tensión de la subestación se especifica a 33 kV, seleccionar transformadores colectores de 20 kV porque están disponibles localmente introduce una etapa de transformación innecesaria o fuerza un rediseño de la interfaz de la subestación. Cualquiera de los dos resultados añade pérdidas, equipos, controles, requisitos de terreno y riesgo de coordinación.

La tensión nominal es solo una parte del requisito. Las especificaciones deben distinguir entre:

• la tensión nominal de funcionamiento del sistema colector;
• la tensión más alta para el equipo, que determina la coordinación de aislamiento;
• la frecuencia aplicable y el método de puesta a tierra del sistema;
• las condiciones de sobretensión continua y los supuestos de despeje de fallas;
• los niveles requeridos de soportabilidad a impulso atmosférico y a frecuencia industrial;
• las normas de la compañía eléctrica para protección, medición, control de potencia reactiva y regulación de tensión.

Un transformador marcado para un sistema nominal de 33 kV no es necesariamente intercambiable con equipos diseñados para una tensión máxima de sistema diferente. Los accesorios de cable, pasatapas, conectores separables, aparamenta, descargadores y distancias de aislamiento deben ser adecuados para la misma clase de aislamiento. Esta cuestión es especialmente importante en compras transfronterizas, donde una cotización puede utilizar una convención regional de tensión nominal que no describe completamente la clasificación requerida del equipo.

Adapte la relación del transformador a la arquitectura del bloque de inversores

Los transformadores colectores de plantas solares normalmente elevan la tensión de salida de los inversores al nivel de media tensión de la red colectora. Su devanado de baja tensión debe coincidir con la salida real del inversor y su tolerancia operativa, en lugar de con una tensión de distribución genérica. Según el diseño del inversor y la práctica eléctrica regional, el lado BT del transformador puede basarse en 400 V, 415 V, 480 V, 690 V u otro nivel de salida del inversor especificado.

La relación también debe considerar que un inversor no se comporta como una carga pasiva. Su tensión de salida, funcionamiento de potencia reactiva, desempeño armónico y límite de corriente son características operativas controladas. La impedancia y la disposición de tomas del transformador seleccionadas afectan a si el inversor puede mantener la tensión objetivo en sus terminales mientras entrega potencia activa y la potencia reactiva requerida en el punto de interconexión.

Una relación que parece correcta en condiciones nominales puede volverse restrictiva si deja un margen de tensión insuficiente para:

• la caída de tensión del alimentador colector durante alta producción;
• la exportación o absorción de potencia reactiva exigida por el código de red;
• la caída de tensión de la impedancia del transformador;
• los límites de tensión del inversor a temperatura ambiente elevada;
• la posición de toma y la variación esperada de tensión de la compañía eléctrica.

Por esta razón, la relación del transformador colector debe verificarse mediante casos de flujo de carga, en lugar de seleccionarse únicamente comparando tensiones de placa. Como mínimo, el modelo eléctrico debe examinar la exportación activa máxima, la alta demanda de potencia reactiva, la tensión mínima y máxima de red, un bloque de inversores no disponible y la posición prevista de funcionamiento de las tomas.

La elección de tensión modifica la economía de los alimentadores

Para un alimentador colector trifásico, la corriente se determina aproximadamente mediante:

I = P / (√3 × V × factor de potencia)

A medida que aumenta la tensión colectora, disminuye la corriente para la misma potencia transferida. Una corriente menor puede reducir la sección del conductor, las pérdidas resistivas, la caída de tensión y el número de tendidos de cables en paralelo. Este beneficio resulta más significativo a medida que aumentan las distancias de los alimentadores y la agregación de bloques.

Sin embargo, la comparación no puede detenerse en las pérdidas de los conductores. El precio de los cables de media tensión está influido por la sección del conductor, la clase de tensión del aislamiento, el diseño de la pantalla metálica, el método de instalación, los requisitos de empalme y la disponibilidad local. Los sistemas de mayor tensión también requieren aparamenta y terminales compatibles, mientras que los procedimientos de ensayo y puesta en servicio pueden ser más exigentes. En una planta solar compacta con recorridos colectores cortos, la reducción de pérdidas de una tensión superior puede no compensar estos costes adicionales. En un emplazamiento disperso con alimentadores radiales largos, el mismo cambio de tensión puede mejorar sustancialmente el diseño eléctrico.

Una evaluación útil compara alternativas completas en lugar de precios de equipos aislados. Cada opción debe incluir pérdidas del transformador, pérdidas de alimentadores, zanjas e instalación de cables, RMU o puntos de seccionamiento, clasificaciones de aparamenta, obras civiles, estrategia de repuestos, alcance de puesta en servicio y valor energético proyectado durante la vida operativa. La cuestión relevante no es si un cable de 33 kV es más caro que uno de 20 kV; es si el esquema completo de colección a 33 kV ofrece un menor coste de ciclo de vida para el diseño de emplazamiento aprobado.

La impedancia del transformador es una variable de diseño, no un valor estándar

La impedancia del transformador afecta a la corriente de falla, la regulación de tensión, el funcionamiento en paralelo y el rendimiento del inversor. Una impedancia menor reduce la caída de tensión a través del transformador, lo que puede mejorar la tensión en los terminales del inversor durante una alta exportación. También aumenta la corriente de cortocircuito prevista en el lado BT. Una impedancia mayor ayuda a limitar la exigencia de falla, pero puede consumir margen de tensión y complicar el desempeño de potencia reactiva.

La impedancia seleccionada debe ser compatible con la contribución de corriente de falla del inversor, la capacidad de soportabilidad del cuadro BT, la coordinación de protección MT y los requisitos de la compañía eléctrica para estudios de fallas. Los inversores solares normalmente proporcionan una corriente de falla controlada y limitada en comparación con los generadores síncronos, pero esto no elimina la necesidad de un estudio de protección adecuado. La impedancia del transformador, la impedancia de los cables colectores, el diseño de puesta a tierra, los ajustes de protección y las funciones de soporte ante fallas del inversor influyen en la detección y el aislamiento de fallas.

Es arriesgado copiar valores de impedancia de una especificación de transformador de distribución industrial convencional sin confirmar el modelo de red de la planta solar. El bloque de inversores, el alimentador y la filosofía de protección de la subestación forman un único sistema eléctrico.

Las disposiciones de tomas deben respaldar la estrategia operativa

La mayoría de los transformadores colectores utilizan tomas sin carga en lugar de cambiadores de tomas bajo carga. Esto suele ser apropiado porque los controles de los inversores pueden regular dinámicamente la potencia reactiva y el perfil de tensión del colector normalmente se diseña en torno a una relación fija de transformación. Sin embargo, una relación fija solo es satisfactoria cuando se ha evaluado el rango previsto de tensión de la compañía eléctrica y las condiciones operativas de la planta.

La selección de tomas debe considerar la tensión en los terminales AT del transformador, la caída esperada del alimentador, el rango operativo del inversor y el punto en el que se miden las obligaciones de potencia reactiva. Una posición de toma que maximiza la producción de potencia activa en una condición de tensión de red puede reducir el margen de potencia reactiva en otra.

El cambio de tomas bajo carga puede justificarse en aplicaciones específicas de colección o subestación, pero añade complejidad mecánica, integración de controles, requisitos de mantenimiento y modos de falla. Debe seleccionarse porque el estudio de regulación de tensión demuestra una necesidad, no porque parezca ofrecer una solución universalmente superior.

No confunda los transformadores colectores con los transformadores de servicios auxiliares

Una planta solar contiene más de una función de transformador. El transformador elevador del inversor transfiere la generación desde la tensión del inversor al sistema colector MT. Un transformador de servicios auxiliares alimenta cargas auxiliares como equipos SCADA, iluminación, refrigeración, sistemas de seguridad, paneles de control, cargadores de baterías e instalaciones de mantenimiento. Ambas aplicaciones pueden tener diferentes relaciones, perfiles de carga, requisitos de protección y prioridades ambientales.

Para emplazamientos con un requisito de suministro auxiliar de 20 kV, unTransformador de distribución de potencia sumergido en aceite de 20 kV/0.4 kV puede ser pertinente para la distribución de servicios auxiliares, en lugar de para la función principal de elevación del inversor. Su relación de 20 kV a 0.4/0.415 kV ilustra por qué la función del transformador debe separarse claramente durante la especificación: un transformador seleccionado para alimentar cargas auxiliares BT no sustituye a un transformador colector destinado a elevar la salida del inversor a media tensión.

Esta distinción es importante en la documentación de licitación. Si se utiliza el término “transformador solar” sin definir los lados de tensión y la función, los proveedores pueden cotizar equipos técnicamente válidos pero operativamente inadecuados. Cada listado de transformadores debe indicar su servicio: elevación de inversor, subestación colectora, transformador de puesta a tierra, servicios auxiliares u otra función definida.

Las condiciones ambientales influyen en la fiabilidad de la clasificación de tensión

La selección de tensión del lado colector también tiene consecuencias físicas de instalación. Las instalaciones solares exteriores pueden exponer transformadores y accesorios MT a altas temperaturas ambiente, intensa radiación solar, polvo, contaminación salina, humedad, riesgo de inundación y acceso limitado para mantenimiento. Estas condiciones no modifican el requisito de tensión nominal, pero pueden influir en el desempeño del aislamiento, los márgenes de refrigeración, la selección de envolvente, el diseño de terminales y el líquido o sistema de aislamiento preferido para el transformador.

Los transformadores sumergidos en aceite pueden ofrecer un rendimiento térmico robusto y se consideran comúnmente cuando se incorporan al diseño una contención adecuada, una evaluación del riesgo de incendio y controles ambientales. Los fluidos aislantes naturales o basados en éster pueden evaluarse cuando el comportamiento frente al fuego o las consideraciones ambientales son importantes, pero la decisión debe incluir los requisitos locales de permisos, las disposiciones de contención de derrames, la capacidad de mantenimiento y los límites de diseño validados por el fabricante.

La altitud requiere especial atención. La menor densidad del aire afecta al aislamiento externo y a la refrigeración. Un conjunto de transformador, pasatapas o aparamenta adecuado a nivel del mar puede requerir reducción de capacidad o distancias de aislamiento modificadas en emplazamientos elevados. El mismo principio se aplica a los terminales de cables MT y a los descargadores de sobretensión. Estos detalles deben resolverse antes de emitir las órdenes de compra de equipos, ya que los cambios específicos del emplazamiento después de la aprobación del diseño de fábrica pueden afectar los plazos de entrega.

La disciplina de especificación evita problemas de compatibilidad en fases finales

Los errores más perjudiciales de tensión colectora suelen aparecer en las interfaces: un transformador de inversor con un devanado BT incompatible, aparamenta MT con clasificación insuficiente, conectores de cable que no coinciden con la interfaz del pasatapas o relaciones de TC de protección que dejan de funcionar tras una revisión de capacidad del bloque. Un listado coordinado de equipos es más valioso que una colección de fichas técnicas individualmente conformes.

Una consulta técnicamente completa para un transformador debe definir la potencia nominal bajo la condición de refrigeración pertinente, las tensiones nominales AT y BT, el rango de tomas y la posición de toma, el grupo vectorial, la tolerancia de impedancia, los niveles de aislamiento, la frecuencia, el tratamiento del neutro, las pérdidas, los límites de elevación de temperatura, la disposición de terminales, la interfaz de caja de cables o pasatapas, los requisitos de envolvente y corrosión, las normas aplicables, las expectativas de ensayos rutinarios y de tipo, las restricciones de transporte y la documentación requerida.

Normas como IEC 60076 o las normas de transformadores IEEE C57 aplicables pueden proporcionar el marco técnico, pero no sustituyen la coordinación específica del proyecto. Las condiciones de interconexión de la compañía eléctrica, los códigos eléctricos locales y los requisitos técnicos de aseguradoras o financiadores pueden imponer requisitos adicionales para ensayos, protección, seguridad contra incendios, capitalización de pérdidas y documentación de calidad.

La clasificación correcta es la que conserva margen en todo el modelo de planta

Un transformador de media tensión para plantas solares debe seleccionarse después de evaluar conjuntamente la tensión colectora, la ventana operativa del inversor, el trazado de cables, los objetivos de impedancia, los niveles de falla y la interfaz de subestación. El transformador de menor coste inicial puede crear costes ocultos si su relación limita la capacidad del inversor o si la tensión seleccionada obliga a pérdidas excesivas en los alimentadores. Por el contrario, un sistema colector de mayor tensión puede sobredimensionarse cuando la geometría del emplazamiento no justifica su coste adicional de equipos e instalación.

La base más sólida para la decisión es un estudio eléctrico coordinado respaldado por un listado de equipos inequívoco. Cuando la tensión colectora aprobada se traduce de forma coherente en niveles de aislamiento del transformador, ajustes de tomas, clasificaciones de cables, interfaces de aparamenta y ajustes de protección, el proyecto evita una clase de cambios en fases finales que resultan costosos precisamente porque parecen detalles menores de placa de características.