Transformador para terminal de GNL: cómo dimensionar el suministro de 33 kV para una terminal de regasificación de 4 mtpa, por qué las bombas de envío y el régimen 2 × 100 % definen la especificación

La respuesta primero: una terminal de regasificación de 4 mtpa es una carga de 21.423 kW y 23,3 MVA, y dos unidades de 31,5 MVA y 33/6,6 kV la soportan — 2 × 100%, no N+1

Construya el número a partir de la curva de la bomba, no de una regla empírica: 4,0 millones de toneladas al año de GNL son 10.959 toneladas al día, lo que a 48 GJ por tonelada equivale a 53,3 TWh de energía térmica de emisión al año, 6,09 GW de media y aproximadamente 7,0 GW en un día pico de invierno. Mover esa cantidad de metano líquido desde un tanque a 1,1 bar hasta un gasoducto a 80 bar es un servicio de bombeo, no de compresión, y consume 21.423 kW en el pico de descarga — 23,3 MVA con un factor de potencia de 0,92. Lo sirven dos unidades ONAN/ONAF de 31,5 MVA y 33/6,6 kV con 10,5% de impedancia: 37% de carga en operación normal, 74% de la potencia nominal ONAN con una unidad fuera de servicio, que es lo que realmente exige la capacidad de emisión firme. El argumento de redundancia en una terminal de GNL no es el argumento de fábrica. Una terminal firma un compromiso de capacidad firme con un comprador de gas y paga take-or-pay si entrega por debajo de lo comprometido, por lo que compra transformadores 2 × 100% y un bus tie que cierra en 8 segundos, y gasta el dinero en etapas de entrada VFD de 18 pulsos en lugar de en un tercer transformador. Tres cosas separan la especificación de una terminal de la de una planta de la misma kVA: la carga es 85% motores VFD grandes en un solo bus de 6,6 kV, por lo que la distorsión armónica y no los kVA decide la impedancia del transformador; el sitio es un ambiente marino con corrosividad C5-M y línea de fuga de 31 mm/kV, por lo que los bushings y la pintura cuestan más que el grado del núcleo; y la planta opera 8.760 horas al año con un 30% de carga media, lo que hace que las pérdidas en vacío valgan diez veces las pérdidas en carga y reescribe la fórmula de evaluación de pérdidas en la licitación.

Puntos clave

• 4,0 mtpa = 10.959 t/día, 502 t/hora en el pico, 6,09 GW de emisión media. La carga eléctrica es de 26.120 kW conectados y 21.423 kW en el pico de descarga, 23,3 MVA con FP de 0,92; solo las bombas de emisión representan 11.970 kW de ese pico.
• Dos unidades ONAN/ONAF de 31,5 MVA y 33/6,6 kV al 37% en operación normal y al 74% con una sola unidad, con un bus tie de 6,6 kV y transferencia automática en 8 segundos, cumplen el compromiso de capacidad firme. Un tercer transformador añade USD 420.000 de capital y 0,02% de disponibilidad.
• La impedancia y el factor K los fijan los armónicos, no la regulación de tensión: 12 VFD de seis pulsos en un mismo bus dan un THD de corriente del 30%, las etapas de entrada de 18 pulsos reducen el TDD al 4,1% en el bus de 6,6 kV y al 2,8% en el punto de acoplamiento común de 33 kV, dentro del 8,0% que IEEE 519-2022 permite en la banda de 10–69 kV.
• Con un 30% de carga media, las pérdidas en vacío valen USD 701 por kW al año y las pérdidas en carga solo USD 68 por kW al año. Las dos unidades S11 consumen USD 56.200 al año; los núcleos S13 ahorran USD 13.300 al año por unos USD 12.000 de capital, y los núcleos amorfos se amortizan en menos de cuatro años — la conclusión opuesta a la de un hospital, y por la misma razón aritmética.
• El ambiente marino, no la altitud, determina los materiales: pintura ISO 12944-2 C5-M de 320 µm, envolventes IP55, línea de fuga de 31 mm/kV, bushings compuestos de silicona, herrajes de acero inoxidable y calefactores anticondensación son partidas de especificación que aparecen en toda hoja de datos de terminal de GNL y en casi ninguna hoja de datos de fábrica.

¿Qué consume realmente una terminal de regasificación de 4 mtpa? El cuadro de cargas detrás del número de kVA

A menudo se describe una terminal de regasificación como una planta de gas, lo que hace que los ingenieros eléctricos esperen una carga de compresión con un gran motor síncrono y un arrancador suave. Esa descripción es errónea para un sistema de emisión moderno. La forma económica de elevar el GNL desde la presión atmosférica hasta 80 bar es hacerlo en fase líquida, donde la densidad es de 450 kg/m³ y el volumen es 1/600 del volumen de gas, y luego vaporizar el líquido presurizado en un vaporizador de rack abierto usando agua de mar. Comprimir 6 GW de gas necesitaría algo así como 150 MW de compresores; bombear la misma energía en forma de líquido necesita 12 MW. Toda terminal construida en los últimos veinte años adopta la ruta de bombeo, y la consecuencia eléctrica es que la planta es una planta de bombas: cuatro grandes bombas de emisión de alta presión, seis bombas de baja presión en tanque, dos compresores de gas de evaporación y cuatro bombas de agua de mar, todas en un bus de 6,6 kV, todas de velocidad variable.

El cuadro de cargas a continuación es el único documento que decide el transformador. Se construye como lo construye un contratista EPC de terminales: por lista de equipos, con un factor de diversidad aplicado por grupo, y con el pico definido como la coincidencia de la descarga del buque, la emisión a plena capacidad y el sistema de agua de mar en el ambiente de diseño. La coincidencia de descarga importa porque una terminal de 4 mtpa recibe unos 60 cargamentos al año, un cargamento de 145.000 m³ cada seis días, y lo descarga en 26 horas mientras la emisión continúa.

Hay dos cifras en esa tabla que merecen discusión, porque son donde las especificaciones de las terminales suelen fallar. La primera es el factor de diversidad de las bombas de alta presión: 0,95 no es en absoluto un factor de diversidad, es una afirmación de que durante la descarga las cuatro bombas funcionan al 95 % de la potencia nominal al eje porque el caudal de envío está en su máximo contractual y los tanques se están llenando al mismo tiempo. Los diseñadores que aplican 0,8 a esa fila y luego añaden un 10 % de capacidad de reserva llegan a 18 MW, compran dos transformadores de 20 MVA y descubren en el primer pico invernal que la planta no puede mantener el 100 % del envío con una unidad fuera de servicio. La segunda es la fila del compresor de gas de ebullición, donde la carga viene determinada por el desplazamiento de vapor durante la descarga — 10.000 m³/h de líquido que entran en el tanque desplazan unos 12.000 m³/h de vapor, lo que equivale a 5,4 t/h de metano — y no por la ebullición del tanque de 0,05 %/día, que es de solo 229 kg/h y justificaría un compresor de 250 kW en lugar de uno de 2.200 kW.

Con 21.423 kW a 0,92 de factor de potencia, la demanda es de 23.286 kVA. Añada el margen de diseño del 5 % que toda especificación de terminal incluye para futuras ampliaciones y el objetivo pasa a ser 24,5 MVA, por lo que 25 MVA parece el tamaño natural y por lo que 31,5 MVA es el tamaño que realmente se compra. La diferencia es la redundancia, y es el tema de la siguiente sección.

Por qué 2 × 100 % y no N+1: qué hace la capacidad firme con el dimensionamiento del transformador

En una fábrica, un fallo de transformador cuesta producción hasta que llega el repuesto, y la planta lo acepta porque el repuesto es caro y la pérdida se mide en turnos. En una terminal de GNL, un fallo de transformador cuesta la diferencia entre el envío contratado y el envío entregado, valorada al coste de suministro alternativo del comprador, y la terminal suele tener una obligación de take-or-pay sobre la capacidad de regasificación que ha vendido. Eso cambia la economía de «un transformador de repuesto es un lujo» a «un transformador de repuesto es el seguro más barato de la planta», y tiene una consecuencia específica para el dimensionamiento: la reserva debe poder soportar el 100 % del pico, no el 100 % de la carga normal.

Ese es todo el argumento, y explica por qué un pico de 23,3 MVA produce 2 × 31,5 MVA en lugar de 2 × 25 MVA. Dos unidades de 25 MVA estarían cada una al 47% en operación normal y al 93% con una fuera de servicio — lo cual está dentro de la potencia nominal ONAN a 45 °C de ambiente solo si la unidad se derratea un 8% por temperatura, quedando 23 MVA, y el pico es de 23,3 MVA. La aritmética falla por un 1,3%, lo que en el plano se convierte en una nota sobre deslastre de carga durante la descarga, lo que se convierte en una discusión contractual con el comprador de gas. Dos unidades de 31,5 MVA, derrateadas a 29 MVA a 45 °C, soportan el pico al 74% con una unidad fuera de servicio y dejan margen para la ampliación por eliminación de cuellos de botella. El capital adicional es de unos USD 60.000 por el par a este tamaño; la alternativa es un esquema de deslastre de carga y una discusión permanente.

La barra de enlace es donde se implementa realmente la redundancia, y conviene ser preciso sobre la secuencia de conmutación porque decide la impedancia del transformador y los ajustes de protección. El cuadro de 6,6 kV está dividido en dos secciones, cada una alimentada por un transformador, con un interruptor de enlace normalmente abierto. Al perderse una acometida, el enlace cierra tras un retardo de confirmación de 1,5 segundos más la caída de tensión residual de los motores, y el transformador superviviente asume toda la barra en unos 8 segundos, incluida la rampa de rearranque de los VFD. Esa secuencia es la razón por la que los transformadores se especifican con 10,5% de impedancia en lugar de 8%: con 8% de impedancia, el nivel de cortocircuito a 6,6 kV sube de 26,2 kA a 34,4 kA, la aparamenta pasa de 31,5 kA a 40 kA, y el coste adicional de la aparamenta supera el ahorro de pérdidas de la menor impedancia. También es la razón por la que no se permite el funcionamiento en paralelo de los dos transformadores a través de un enlace cerrado como configuración normal: la corriente de circulación con 10,5% de impedancia y un desajuste de toma del 1% sería de unos 300 A, y el nivel de cortocircuito a 6,6 kV se duplicaría.

La filosofía de control completa el panorama. Las bombas de despacho se agrupan en dos trenes, cada tren alimentado desde una sección de 6,6 kV, y cada tren está dimensionado para el 60% del despacho máximo. Perder un transformador supone perder un tren, lo que deja el 60% del despacho durante los 8 segundos hasta que cierra el enlace — una rampa controlada en lugar de un disparo, y una reducción que el operador del gasoducto tolera según el acuerdo operativo. Esa es una decisión de diseño que merece declararse explícitamente en el documento de filosofía eléctrica, porque es lo que hace que 2 × 100% transformadores con barra de enlace equivalgan a 3 × 50% sin enlace, al 60% del coste de aparamenta.

Armónicos: por qué 12 VFD de seis pulsos deciden la impedancia del transformador y el factor K

Por carga conectada, el 74% de la terminal son accionamientos de velocidad variable: 12,6 MW de bombas de despacho, 4,4 MW de compresores de gas de ebullición y las bombas de agua de mar si también están en accionamientos. Una etapa de entrada de diodos de seis pulsos absorbe una forma de onda de corriente con un 25% de quinto armónico, un 12% de séptimo, un 6,5% de undécimo y un 4,5% de decimotercero, para una THD de corriente de aproximadamente el 30% en cada accionamiento. Doce accionamientos en una barra no se suman aritméticamente — las componentes de quinto y séptimo se cancelan en parte porque los accionamientos tienen cargas diferentes y los ángulos de fase derivan — pero el resultado medido en una barra de terminal con 12 accionamientos de seis pulsos es típicamente del 14–18% de THD de corriente, no del 30% ni del 4%. Eso está muy por encima del 8,0% de distorsión de demanda total que IEEE 519-2022 permite en la banda de 10–69 kV en el punto de acoplamiento común con una relación Isc/IL en torno a 30, y es la razón por la que el estudio de armónicos, y no el flujo de carga, fija la especificación del transformador.

Hay tres formas de cumplir con el límite, y la elección es económica más que técnica. La primera es comprar variadores con frentes de 18 pulsos, que utilizan un transformador desfasador o una reactancia de entrada de triple devanado para cancelar la quinta y la séptima; el resultado es un TDD del 4,1% en la barra de 6,6 kV y del 2,8% en 33 kV, con una prima en el variador del 12–18%. La segunda es un frente activo, que proporciona un TDD del 3,5% y capacidad de regeneración, pero cuesta un 25–35% más y añade una fuente de emisiones de alta frecuencia que debe filtrarse para la propia instrumentación de la planta. La tercera es un filtro pasivo de quinta y séptima en la barra de 6,6 kV, que es el más económico con un TDD del 6,8%, pero tiene una resonancia que interactúa con cualquier condensador de corrección del factor de potencia y con la propia impedancia del transformador, y que deja de funcionar cuando cambia la carga del variador.

Las consecuencias para el transformador son dos, y con frecuencia se pasan por alto en la hoja de datos. La primera es que las corrientes armónicas elevan la pérdida por corrientes de Foucault en el devanado, y el tratamiento estándar es un factor K o un factor de pérdida por armónicos; para el caso de 18 pulsos el factor K es 4, y para una barra de seis pulsos sin filtrar es 13. Especificar un transformador de distribución estándar con K-1 en una terminal es un error común y costoso: el punto caliente se desplaza de la superficie del devanado al interior del conductor, la elevación de temperatura de 65 K pasa a 78 K y el aislamiento envejece al doble de velocidad. Si la barra no puede limpiarse, el transformador debe especificarse con un factor K, y los artículos de referencia sobre selección de transformadores con factor K y armónicos en transformadores explican cómo se calcula el factor en lugar de estimarlo.

La segunda consecuencia es la impedancia. Las corrientes armónicas fluyen a través de la reactancia de dispersión del transformador y producen una distorsión de tensión en la barra de 6,6 kV que es proporcional a la impedancia y al orden del armónico — el quinto armónico ve cinco veces la reactancia. Con una impedancia del 10,5% y un TDD del 4,1%, la distorsión de tensión de quinto armónico en la barra es de aproximadamente el 1,8%, lo que está dentro del límite individual del 3% de IEEE 519; con una impedancia del 8% es del 1,4%, y la diferencia no justifica un aparellaje de 40 kA. Lo que sí importa es la interacción con cualquier banco de condensadores: la frecuencia de resonancia es f_r = f × √(S_sc/Q_c), y un banco de condensadores de 2 MVA en una barra de 300 MVA sitúa la resonancia en el 12.º armónico, que es exactamente donde el variador de 18 pulsos deja su residual. Por eso las terminales con VFD o bien evitan por completo los condensadores de corrección del factor de potencia y dejan que los propios frentes de los variadores mantengan el factor de potencia en 0,96, o bien instalan reactancias desintonizadas al 7% — y por eso la especificación debe indicar cuál, porque la impedancia del transformador se elige con esa decisión ya tomada.

Arranque de motores y caída de tensión: para qué sirven realmente los VFD

Todo variador grande en una terminal es un VFD, y la razón que suele darse es el control del proceso — el caudal de expedición debe seguir la nominación del gasoducto, que cambia cada hora y a veces un 20% en un minuto. Pero la razón eléctrica es la corriente de arranque. Un motor de 3.150 kW y 6,6 kV tiene una corriente a plena carga de 287 A y una corriente de arranque directo en línea de seis a seis veces y media esa cifra, 1.865 A, lo que supone una demanda de arranque de 21,3 MVA. En una barra de 6,6 kV alimentada por un transformador de 31,5 MVA con una impedancia del 10,5%, la impedancia de la fuente es de 300 MVA, por lo que la caída en la barra durante un arranque directo en línea es de 21,3 dividido por 321,3, es decir, el 6,6%. Eso está justo dentro del 10% que la mayoría de las terminales permite para un arranque único, y está fuera del 5% que tolerarán la propia instrumentación de la planta y los variadores del brazo de carga marino, que es la razón práctica por la que los variadores son de velocidad variable.

Dos detalles importan para el transformador más allá del cálculo de la caída de tensión. El primero es que un VFD es una carga de potencia constante por encima de la velocidad base, por lo que la corriente se mantiene en el valor nominal mientras la potencia aumenta; el transformador ve una carga con un factor de potencia de desplazamiento de 0,96 pero un factor de potencia real de 0,91 debido a la distorsión, y la potencia nominal en kVA debe evaluarse según el factor de potencia real. El segundo es la contribución del propio VFD a la corriente de falla: una etapa frontal de 18 pulsos con enlace de CC limita su contribución a la falla a aproximadamente 1,5 veces la corriente nominal durante un ciclo, pero 12 de ellos en una misma barra aún añaden 4 kA a la contribución de 26,2 kA del transformador, razón por la cual la aparamenta tiene una clasificación de 31,5 kA en lugar de 25 kA y por la que la resistencia a cortocircuito del transformador se especifica en 25 kA durante 2 segundos según el cálculo de corriente de cortocircuito en lugar de los 20 kA que necesitaría una unidad de 25 MVA.

El punto de la corriente de irrupción merece una frase porque las terminales disparan por ello. La energización de un transformador de 31,5 MVA 33/6,6 kV produce una irrupción de 8–12 veces la corriente nominal durante 0,1 a 0,3 segundos, con un desplazamiento de CC que puede saturar el núcleo durante varios ciclos. En una barra con 12 VFD, los VFD ven la caída de tensión y, según su ajuste de tolerancia a subtensión, o bien la superan o bien disparan. La solución es un relé de conmutación controlada que cierra en el cruce por cero de la tensión, lo que reduce la irrupción a 2–3 veces la nominal y vale los USD 8.000 que cuesta en un transformador de este tamaño; la alternativa es aceptar una caída del 15% y una secuencia de reinicio de los VFD cada vez que se reenergiza la planta. La mecánica se trata en corriente de irrupción del transformador.

Corrosión marina, líneas de fuga y los materiales que realmente adquiere una especificación de terminal de GNL

Una terminal se construye sobre un muelle o sobre terreno ganado al mar junto a agua salada, y el transformador se ubica a la intemperie en una atmósfera que la ISO 12944-2 clasifica como C5-M: deposición de cloruros superior a 300 mg/m² por día, 90–95% de humedad relativa y una niebla salina que nunca se seca por completo porque la humedad nocturna está por encima del punto de deliquescencia. Ese entorno no cambia el diseño eléctrico del transformador, pero cambia cada material externo, y el costo de equivocarse se manifiesta tres años después de la puesta en marcha como un contorneo de pasatapas o una costura de tanque oxidada.

Los elementos que deben figurar en la hoja de datos, y la razón de cada uno, son los siguientes. El sistema de pintura es un epoxi-poliuretano de tres capas con 320 µm de película seca total, especificado según ISO 12944-5 para C5-M con una banda de durabilidad de 15 años; el alquídico estándar de 120 µm que viene con un transformador de distribución falla en las costuras de soldadura en 24 meses en una terminal costera. La envolvente de la caja de conexiones, el gabinete del OLTC y el gabinete de control es IP55 en lugar de IP54, con bisagras de acero inoxidable 316 y sujetadores A4-70, porque la tornillería galvanizada se convierte en una marca de óxido y luego en un perno agarrotado. Los pasatapas son de compuesto de silicona en lugar de porcelana, con una línea de fuga de 31 mm/kV — es decir, 31 mm por kV de tensión entre fases, o sea 1.023 mm para un pasatapas de 33 kV — porque la porcelana de 20 mm/kV que es estándar para sitios interiores se contornea en niebla salina a aproximadamente el 60% de su resistencia a la tensión en seco. El tanque se pinta con una capa de refuerzo en cada soldadura y los bancos de radiadores se galvanizan por inmersión en caliente después de la fabricación en lugar de pintarse, porque la pintura sobre una aleta de radiador no se puede mantener.

Hay un segundo aspecto medioambiental que es fácil pasar por alto: la condensación. Un transformador que funciona al 37 % de carga tiene la tapa del tanque más fría que el aire húmedo de la noche durante varias horas al día, y el conservador de aceite respira ese aire a través del gel de sílice. Las terminales en los trópicos especifican un tanque sellado con colchón de nitrógeno o un conservador con membrana, además de calefactores anticondensación en cada gabinete y caja de terminales, y una alarma de punto de rocío en el respiradero. La alternativa es agua en el aceite, que aparece como resultado de análisis de gases disueltos dos años después y como una prueba de aceite fallida en el primer servicio anual. El enfoque de monitoreo de condición se describe en el material de referencia sobre mantenimiento de transformadores, pero el punto de especificación es más simple: compre el diseño sellado en fábrica, porque adaptarlo en sitio cuesta tres veces más.

La temperatura ambiente y la radiación solar completan el derrateo. El ambiente de diseño es de 45 °C con un pico diario de 50 °C a la sombra y 1.000 W/m² de radiación solar sobre el tanque, lo que para una unidad ONAN añade aproximadamente 4 K a la elevación de la temperatura superior del aceite. La guía de carga IEC 60076-7 proporciona el derrateo: a 45 °C de ambiente, una unidad nominal de 31,5 MVA a 40 °C entrega 29,0 MVA con 65 K de elevación, y 32,4 MVA con los ventiladores en marcha (ONAF). Ese valor de 29,0 MVA, no el de 31,5 MVA de la placa de características, es el que utiliza el cálculo de redundancia de la sección anterior, y es la razón por la que la hoja de datos debe indicar explícitamente el ambiente y la etapa de refrigeración en lugar de dejarlo en una nota.

Zona clasificada, separación contra incendios y dónde se permite ubicar el transformador

El LNG es metano, y el metano es inflamable, pero una terminal bien diseñada tiene muy poco fuera de las tuberías. La clasificación de áreas peligrosas según IEC 60079-10-1 sitúa la caseta del compresor de gas de evaporación, la conexión de retorno de vapor y el área dentro de 15 m de una brida de LNG como Zona 2, con Zona 1 dentro del recinto del compresor y en las salidas de las válvulas de alivio. No se permite un transformador sumergido en aceite dentro de un área Zona 2 en absoluto, no porque sea una fuente de ignición en operación normal —un tanque sellado no lo es— sino porque NFPA 59A y EN 1473 tratan un gran volumen de aceite como un riesgo de incendio que debe separarse de una liberación de gas, y porque un incendio de transformador junto a una fuga de gas es el único escenario que el análisis cuantitativo de riesgos de una terminal no aceptará.

La consecuencia práctica es que la subestación principal se ubica a 30 m de la caseta del compresor y fuera del área clasificada, con los tableros de 33 kV y 6,6 kV en un edificio eléctrico presurizado, y el recorrido de cables hacia el área de proceso va ya sea en un banco de ductos enterrado o en un corredor presurizado. Donde un transformador debe estar cerca del proceso —una unidad de 2.500 kVA 6,6/0,4 kV para una caseta de compresor, por ejemplo— la especificación exige una unidad de tipo seco con resina fundida, que no tiene aceite y se acepta en Zona 2 con una separación de 3 m. Ese es el único lugar donde el tipo seco gana en una terminal, y vale la pena saberlo porque la regla general en una planta de LNG es la opuesta a la de un edificio: sumergido en aceite a la intemperie para las unidades grandes, resina fundida solo donde el área peligrosa lo obligue.

La protección contra incendios alrededor de los transformadores principales está especificada por NFPA 59A y por la aseguradora, y generalmente consiste en un muro cortafuegos de 2 horas entre las dos unidades a 1,5 m del tanque, un foso de contención de aceite dimensionado para el 110 % del volumen de aceite de la unidad más grande, un sistema de diluvio a 10 l/min/m² sobre el tanque y los radiadores, y un punto de inyección de espuma. La separación entre los dos transformadores importa para la afirmación de redundancia: a 1,5 m con un muro cortafuegos, la segunda unidad sobrevive a un incendio en la primera, que es el evento que la disposición 2 × 100 % está destinada a cubrir. Las terminales que colocan las dos unidades a 6 m sin muro tienen el costo de capital de 2 × 100 % y la resiliencia al fuego de N+1, y la inspección de la aseguradora generalmente lo detecta.

Puesta a tierra y rayos: el soporte de tuberías es el electrodo

El sistema de puesta a tierra de una terminal es inusual porque la planta misma es una gran estructura puesta a tierra. Las tuberías de LNG, las envolventes de los tanques, el acero del muelle y los brazos de carga marítimos están todos conectados, y la malla de tierra es un anillo de cobre desnudo de 70 mm² alrededor del área de proceso con cintas de cobre de 25 mm × 3 mm a cada columna estructural, dimensionado para una falla de 25 kA durante 1 segundo y para un impacto de rayo de 200 kA a 10/350 µs según IEC 62305. El objetivo de diseño es 1 Ω en la barra de tierra principal, medido en la puesta en marcha con una prueba de caída de potencial, y las tensiones de paso y contacto se verifican según IEEE 80 en el patio de maniobras en lugar de en el área de proceso.

Hay dos aspectos específicos de la terminal que merecen incluirse en la especificación. El primero es la interferencia con la protección catódica: el muelle y las estructuras marinas cuentan con protección catódica por corriente impresa, y la malla de tierra está conectada a ellas mediante chispas de desacoplamiento de CC, de modo que la corriente de protección catódica no fluya a través de la malla de cobre y la corroa. Una terminal de GNL que conecta la malla directamente a un muelle protegido catódicamente pierde los ánodos del muelle en dos años y descubre el problema como un fallo del recubrimiento, no como una falla eléctrica. El segundo es la coordinación de la protección contra sobretensiones: pararrayos de entrada de línea de 33 kV, pararrayos de 6,6 kV en los terminales del transformador y SPD de Tipo 2 en cada tablero de BT, coordinados por longitud de cable para que la sobretensión de 33 kV se atenúe antes de alcanzar el devanado de 6,6 kV. La coordinación de aislamiento es el mismo cálculo que en cualquier subestación, tratado en protección contra rayos de transformadores y sistemas de puesta a tierra de baja tensión, pero la conexión marina y el desacoplamiento de la protección catódica son las partes que las especificaciones para instalaciones terrestres omiten.

Cambiador de tomas y regulación de tensión en una red débil de 33 kV

Las terminales suelen construirse al final de una larga línea de 33 kV o 132 kV, junto a un gasoducto y una costa, en un lugar donde la red es un único alimentador radial con un nivel de cortocircuito de 800–1.500 MVA y una tensión que varía un 8% entre la punta y la noche de carga ligera. Los variadores de velocidad toleran ±10% de tensión sin reducción de potencia, por lo que el proceso no necesita una regulación estricta, pero la barra de 6,6 kV debe mantenerse dentro de ±5% para los transformadores de BT y la electrónica propia de la planta. Ese es un caso para un cambiador de tomas en carga en el devanado de 33 kV, ±8 pasos de 1,25%, con un relé automático de tensión que mida la barra de 6,6 kV y un retardo de 60 segundos para superar los arranques de motores.

La alternativa — un cambiador de tomas sin tensión ajustado en la puesta en marcha — cuesta USD 25.000 menos por unidad y es lo que compraría una fábrica. En una terminal es la elección equivocada por una razón concreta: la nominación de suministro sigue el precio del gas, y una terminal que opera al 40% de suministro durante un mes y luego al 100% durante una semana ve la tensión de barra moverse con la carga porque la regulación propia del transformador es de 4–5% con 10,5% de impedancia. Un OLTC lo corrige automáticamente; una toma fija significa que el operador la cambia dos veces al año, en una parada, con el transformador aislado. El material de referencia sobre cambiadores de tomas en carga frente a sin tensión cubre el mecanismo; el punto específico de la terminal es que el OLTC se justifica por el perfil de carga y no por la red.

Pérdidas a 8.760 horas: por qué la fórmula de evaluación de pérdidas de la licitación suele ser incorrecta

Toda licitación de transformadores incluye una fórmula de evaluación de pérdidas que convierte las pérdidas en vacío y en carga en un equivalente de capital, y en una terminal de GNL esa fórmula casi siempre se copia de una empresa eléctrica donde los transformadores operan al 60–70% de carga media. Una terminal opera al 30% de carga media durante 8.760 horas al año, por lo que los dos componentes de pérdidas tienen valores muy diferentes, y equivocarse con las ponderaciones lleva a comprar el núcleo equivocado.

La aritmética es sencilla una vez conocido el perfil de carga. La demanda media anual es de 18,3 MVA, que es el 29% de los 63 MVA instalados, por lo que la pérdida en carga a carga media es 0,29² = 8,4% de la pérdida en carga nominal, y las horas equivalentes a plena carga para la pérdida en carga son 0,29² × 8.760 ≈ 737 horas, digamos 850 incluyendo las semanas de punta. La pérdida en vacío funciona durante las 8.760 horas. A USD 0,08/kWh, la pérdida en vacío vale USD 701 por kW al año y la pérdida en carga USD 68 por kW al año — una relación de diez a uno. Una licitación que valora la pérdida en carga en USD 2.500/kW y la pérdida en vacío en USD 5.000/kW, que es una fórmula típica de empresa eléctrica, está subvalorando la pérdida en vacío en un 40% respecto a su coste real en este régimen de servicio.

La conclusión para este servicio es inusual y merece decirse con claridad: a 8.760 horas y 30% de carga, los núcleos amorfos sí se amortizan, en menos de cuatro años, porque las pérdidas en vacío dominan. Es lo contrario de la conclusión para un hospital de tamaño similar, donde la misma aritmética con 4.050 horas equivalentes hace que la prima amorfa no sea económica. La diferencia no es el transformador; es el número de horas que el núcleo está energizado y el precio de la energía. Una terminal que compra núcleos S11 para ahorrar USD 28.000 de capital gasta unos USD 13.300 más al año en electricidad durante la vida de la planta, lo que a una tasa de descuento del 7% a lo largo de 25 años supone unos USD 155.000 de valor presente — cinco veces el ahorro. El material de referencia sobre grados de pérdidas S11, S13 y S20 cubre las definiciones de los grados, y el método de costo total se expone en costo total de propiedad del transformador.

Lo que dice la hoja de datos: una tabla de especificaciones para un transformador de terminal

La especificación que figura a continuación es la que produce un paquete EPC de terminal tras los estudios de las secciones anteriores, y vale la pena compararla con la hoja de datos de un transformador de distribución de la misma potencia porque casi todas las líneas difieren. Los elementos en negrita son los específicos de una terminal de GNL y que una cotización estándar no incluirá a menos que se soliciten.

Transporte, instalación y puesta en marcha: el riesgo de cronograma que no es eléctrico

Un transformador de 31,5 MVA 33/6,6 kV pesa unas 55 toneladas con aceite, mide 6,4 m de largo, 2,6 m de ancho y 3,6 m de alto, y viaja desde una fábrica en China hasta un muelle en África Occidental o el Sudeste Asiático en una plataforma, luego por carretera en un remolque de múltiples ejes a 40 km/h, y después hasta un pedestal a 30 m de la caseta de compresores. El diseño eléctrico ya está resuelto para entonces; el riesgo de cronograma es el transporte, y los dos elementos que lo protegen son un registrador de impactos con umbral de 3 g en el tanque y un llenado de nitrógeno a 0,02 MPa para el viaje marítimo, ambos incluidos en el material de referencia sobre transporte e instalación de transformadores.

En obra, la secuencia es: recepcionar e inspeccionar contra el registrador de impactos, colocar la unidad sobre el plinto con los apoyos de izado, secar al vacío si el aceite se drenó para el transporte, llenar de aceite bajo vacío hasta 1 mbar, reposar durante 24 horas y, a continuación, las pruebas de puesta en servicio. Las pruebas que importan en una terminal son la resistencia de devanados (que detecta una conexión floja antes de que se convierta en un punto caliente), la relación y el grupo vectorial (que detecta un TC invertido o una toma incorrecta), la resistencia de aislamiento y el tan delta a 10 kV para el devanado de 6,6 kV, la firma SFRA comparada con la línea base de fábrica, y el OLTC en todo su rango con el motor de accionamiento. La lista de verificación de referencia para esta secuencia está en pruebas de puesta en servicio, y la inspección previa al envío que protege el cronograma está en inspección previa al envío.

Hay dos puntos de puesta en servicio específicos de la terminal que son fáciles de olvidar y costosos de reajustar a posteriori. El primero es la medición de armónicos en la barra de 6,6 kV bajo carga real, que no puede realizarse hasta que funcionen las bombas de despacho, por lo que pertenece a la prueba de rendimiento y no al cronograma de puesta en servicio; una terminal que descubre un TDD del 9% en lugar del 4,1% después de la entrega se enfrenta a un reajuste del filtro en una planta en operación. El segundo son los ajustes del OLTC y del AVR bajo una oscilación real de la tensión de red, lo que requiere que el operador de la red mueva la toma en el transformador de alimentación, y que normalmente se pospone y luego se olvida hasta la primera queja por tensión.

Cuánto cuesta el paquete eléctrico y a dónde va realmente el dinero

Las cifras siguientes son rangos de experiencia del sector para el paquete eléctrico principal de una terminal de 4 mtpa, FOB China, 2025–2026, excluyendo instalación y obras marinas. Se dan como rangos porque la diferencia entre un proveedor europeo de primer nivel y un proveedor chino de la misma especificación es del 35–50%, y porque el transformador representa una proporción menor del paquete de lo que la mayoría de los jefes de proyecto espera.

Los dos transformadores representan el 19% del paquete; los variadores, el 29%. Esa proporción es el argumento práctico para dedicar esfuerzo de ingeniería al estudio de armónicos en lugar de al grado del núcleo: una decisión que cambia la etapa de entrada del variador mueve 200.000 USD, mientras que una decisión que cambia el grado del núcleo mueve 30.000 USD. Es también el argumento para comprar los transformadores a un proveedor que cotice la pintura C5-M, los aisladores de 31 mm/kV y el factor K como partidas individuales en lugar de como “ejecución marina” a precio global, porque ahí es donde realmente se esconde la diferencia del 35–50% entre proveedores.

Siete errores de especificación que aparecen en todas las terminales de GNL

• Aplicar un factor de diversidad de fábrica a las bombas de despacho. 0,8 en lugar de 0,95 da 18 MW en lugar de 21,4 MW, dos transformadores de 20 MVA en lugar de dos de 31,5 MVA, y una planta que no puede mantener el 100 % del despacho con una unidad fuera de servicio — exactamente el evento para el que se compró la redundancia.
• Especificar transformadores K-1 en un bus de VFD. El factor de pérdida armónica con un THD de corriente del 30 % es 1,15 y con un TDD del 4,1 % es 1,08; una unidad estándar opera su punto caliente entre 10 y 13 K más caliente y envejece al doble de velocidad. El factor K cuesta el 3 % del precio del transformador.
• Comprar 25 MVA porque caben 23,3 MVA. La potencia nominal derrateada a 45 °C de ambiente es de 29,0 MVA para una unidad de 31,5 MVA y de 23,0 MVA para una unidad de 25 MVA, por lo que el par de 25 MVA queda al 100,1 % de carga en el día pico con una unidad fuera de servicio.
• Dejar la clase de corrosión en C3. La pintura estándar de 120 µm falla en las costuras de soldadura en menos de dos años en una atmósfera C5-M; el repintado en altura, sobre una terminal en operación, cuesta más que el sistema C5-M original.
• Aisladores de porcelana a 20 mm/kV. Pasan la prueba de impulso de fábrica y se contornean en niebla salina al 60 % de la tensión soportada en seco; la solución es el compuesto de silicona a 31 mm/kV, y debe especificarse, no darse por supuesto.
• Usar una fórmula de evaluación de pérdidas de la empresa eléctrica. A 8.760 horas y 30 % de carga, la pérdida en vacío vale diez veces la pérdida en carga; una fórmula ponderada en sentido contrario compra núcleos S11 y desperdicia unos USD 13.300 al año.
• Colocar la subestación dentro del límite de la Zona 2. Las unidades sumergidas en aceite están excluidas por NFPA 59A y EN 1473; la corrección tras el HAZOP es un recorrido de cable de 30 m y un rediseño del bus de 6,6 kV.

Sources / 资料来源

Fuente: IEC 60076-1:2011 — Transformadores de potencia, Parte 1: Generalidades.
Fuente: IEC 60076-2:2011 — Elevación de temperatura para transformadores sumergidos en líquido.
Fuente: IEC 60076-3:2013 — Niveles de aislamiento, ensayos dieléctricos y distancias de aislamiento externas en aire.
Fuente: IEC 60076-5:2006 — Capacidad para soportar cortocircuito.
Fuente: IEC 60076-7:2018 — Guía de carga para transformadores de potencia sumergidos en aceite mineral.
Fuente: IEC 60076-11:2018 — Transformadores de tipo seco.
Fuente: IEC 60137:2017 — Aisladores pasantes aislados para tensiones alternas superiores a 1.000 V.
Fuente: IEC 60815-1:2008 — Selección y dimensionamiento de aisladores de alta tensión destinados a su uso en condiciones de contaminación.
Fuente: IEC 60909-0:2016 — Corrientes de cortocircuito en sistemas de corriente alterna trifásica.
Fuente: IEC 60079-10-1:2020 — Clasificación de áreas: atmósferas de gas explosivas.
Fuente: IEC 62305-3:2010 — Protección contra el rayo, daño físico a estructuras.
Fuente: IEEE 519-2022 — Práctica recomendada y requisitos para el control de armónicos en sistemas de energía eléctrica, límites de la Tabla 2 para 10–69 kV.
Fuente: IEEE 80-2013 — Guía para la seguridad en la puesta a tierra de subestaciones de CA.
Fuente: IEEE C57.12.00-2021 — Requisitos generales para transformadores de distribución, potencia y regulación sumergidos en líquido.
Fuente: NFPA 59A — Norma para la producción, almacenamiento y manejo de gas natural licuado.
Fuente: NFPA 20 — Norma para la instalación de bombas estacionarias para protección contra incendios.
Fuente: EN 1473:2021 — Instalaciones y equipos para gas natural licuado: diseño de instalaciones en tierra.
Fuente: ISO 12944-2:2017 e ISO 12944-5:2019 — Protección contra la corrosión de estructuras de acero, categorías de corrosividad y sistemas de pintura.
Fuente: GIIGNL Annual Report 2025 — volúmenes globales de comercio de GNL y capacidad de regasificación.
Fuente: Experiencia del sector — cargas hidráulicas de bombas de despacho, tasas de gas de ebullición y desplazamiento de vapor en la descarga para terminales de regasificación en tierra de 3–5 mtpa en el Sudeste Asiático, Oriente Medio y África Occidental, 2018–2025.
Fuente: Experiencia del sector — TDD de corriente medido de 14–18 % en buses de terminal de 6,6 kV con 10–14 accionamientos de seis pulsos, y de 3,5–4,5 % con frentes de 18 pulsos, a partir de estudios de armónicos en terminales puestas en servicio, 2019–2025.
Fuente: Experiencia del sector — rangos de precios de transformadores, GIS, aparamenta y VFD para paquetes eléctricos de terminales de GNL, FOB China, 2025–2026.
Fuente: Experiencia del sector — valores de evaluación de pérdidas de USD 400–1.100 por kW y tarifas eléctricas industriales de USD 0,07–0,10 por kWh utilizados en el cálculo del costo anual de pérdidas.
Fuente: QDTB Engineering Team — listas de cargas, estudios de armónicos y especificaciones de transformadores para proyectos de GNL, procesamiento de gas y terminales marítimas en el Sudeste Asiático, Oriente Medio y África, 2018–2026.