Transformador elevador para parques eólicos: cómo dimensionarlo (0,69 kV → 33 kV), por qué los armónicos de la turbina determinan las especificaciones y qué cambia entre onshore y offshore

La respuesta primero: un parque eólico eleva la tensión en dos etapas — la unidad de turbina se dimensiona según los kVA del generador y el régimen de armónicos, y la unidad de parque según la potencia de salida total coincidente y los requisitos del código de red

Un parque eólico eleva la tensión en dos etapas. El transformador de elevación de turbina (también llamado transformador WTG o de unidad) eleva la baja tensión del generador — normalmente 0,69 kV, o 0,9–1,14 kV en las máquinas más grandes — hasta la tensión de colector del parque de 20 kV, 33 kV o 35 kV, y se dimensiona según la potencia aparente nominal en kVA del generador (no su potencia activa en kW), con un pequeño margen para el calentamiento por ambiente y armónicos. El transformador del parque (subestación) eleva después toda la barra colectora de 33 kV al nivel de conexión a la red de 110 kV, 132 kV o 220 kV, dimensionado según la potencia total del parque corregida por diversidad en lugar de la suma de la placa de características de cada turbina. Tres cosas diferencian un transformador eólico de un transformador de distribución común: los armónicos del convertidor que añaden pérdidas en los devanados, el régimen cíclico impulsado por el viento que hace que las pérdidas en vacío dominen el coste de vida útil, y el emplazamiento severo — niebla salina en offshore, altitud en onshore y amplios ciclos térmicos. Especifique correctamente esos tres aspectos y el transformador sobrevivirá a la vida de diseño de 20 años de la turbina.

Puntos clave

• Dos etapas, dos reglas de dimensionamiento. El transformador WTG se dimensiona según la potencia aparente del generador (típicamente 1,0–1,1× los kVA del generador); el transformador del parque se dimensiona según la potencia total del parque usando un factor de diversidad/coincidencia, no la suma aritmética de todas las potencias nominales de las turbinas.
• Los armónicos determinan la reducción térmica. Tanto las turbinas de convertidor completo (Tipo 4) como las de doble alimentación (Tipo 3) inyectan distorsión de corriente; especifique una clasificación de factor K o una reducción documentada según IEEE C57.110, además de una pantalla electrostática entre el devanado del generador de BT y el devanado del colector de MT.
• El régimen eólico es cíclico, no constante. La potencia de salida sigue al viento, por lo que las pérdidas en vacío (hierro) funcionan miles de horas al año mientras que las pérdidas en carga solo se producen con viento fuerte — a menudo se justifica un mejor grado de pérdidas (S13/S20) o un núcleo amorfo por el coste de vida útil.
• El offshore cambia el tipo, no solo la envolvente. Las unidades montadas en góndola tienden hacia diseños de tipo seco o rellenas de éster con protección contra la corrosión C5-M y envolventes selladas con clasificación IP; los transformadores de colector en onshore suelen ser unidades sumergidas en aceite montadas sobre plataforma.
• El cumplimiento del código de red es un requisito del transformador. La capacidad de soportar huecos de tensión, la capacidad de potencia reactiva, los límites de armónicos y la coordinación de niveles de falta repercuten todos en la impedancia, el rango de tomas y el diseño térmico.

Por qué un transformador de aerogenerador no es un transformador de distribución estándar

Un transformador de distribución reduce una red de baja tensión estable hasta un cliente y funciona cerca de una carga constante. Un transformador de aerogenerador hace casi lo contrario. Toma la salida de baja tensión de un generador con electrónica de potencia y la eleva a la tensión de colector bajo tres condiciones que reconfiguran el diseño.

Primero, la fuente es rica en armónicos. Una turbina de escala comercial es o bien un generador de inducción de doble alimentación (Tipo 3), cuyo convertidor del lado del rotor inyecta armónicos de bajo orden, o bien una máquina de convertidor completo (Tipo 4), cuyo estator se alimenta enteramente a través de un convertidor que conmuta a alta frecuencia. Ambos están sujetos a límites definidos de calidad de potencia — la distorsión de corriente en el punto de conexión se rige por IEEE 519 e IEC 61000-3-6, y las características de las turbinas se miden según IEC 61400-21 — pero incluso las máquinas conformes dejan rizado de conmutación y armónicos de bajo orden (5.º, 7.º, 11.º, 13.º) que aumentan las pérdidas por corrientes de Foucault y las pérdidas dispersas en los devanados del transformador. Ese es el mismo mecanismo que subyace al calentamiento por armónicos en transformadores y a la selección del factor K.

Segundo, la carga sigue al viento. Un transformador de turbina está energizado siempre que la máquina está disponible — a menudo más de 8.000 horas al año — pero alcanza plena carga solo durante viento fuerte. Por tanto, sus pérdidas en vacío se acumulan casi cada hora del año, mientras que sus pérdidas en carga se acumulan solo parte del tiempo. Esa asimetría reconfigura el argumento de la eficiencia, exactamente igual que en los transformadores de elevación de energía solar fotovoltaica.

Tercero, el entorno es severo. Las unidades offshore se enfrentan a aire cargado de sal, alta humedad y mantenimiento restringido; las unidades onshore se sitúan en emplazamientos de estepa, desierto, montaña y costa con ambiente alto o muy bajo, intensa ganancia solar y amplias oscilaciones térmicas diarias. Un transformador diseñado para una sala interior a 25 °C no es automáticamente adecuado para una plataforma exterior a 45 °C o un emplazamiento con arranque en frío a −30 °C.

Cómo dimensionar un transformador de elevación de aerogenerador (WTG): un método de tres pasos

La aritmética es sencilla; elegir los datos de entrada correctos no lo es.

Paso 1 — Partir de la potencia aparente nominal del generador (kVA)

Utilice la potencia aparente nominal del generador, no su potencia activa nominal. Una turbina de 5 MW funcionando a factor de potencia 0,95 presenta unos 5,26 MVA a su transformador; una máquina de 6 MW al mismo factor de potencia presenta unos 6,32 MVA. Dimensionar solo con MW subestima la corriente que debe soportar el devanado.

Paso 2 — Añadir un margen para ambiente, altitud y armónicos

Aplique un margen de diseño — comúnmente 5–15% como punto de partida — para el ambiente del día más cálido del emplazamiento, la altitud (que reduce la refrigeración por aire, véase la guía de reducción por altitud) y el contenido de armónicos de la máquina. Redondee hacia arriba hasta la potencia nominal estándar siguiente, por ejemplo 5,5 MVA o 6,3 MVA para una turbina de la clase de 5 MW. Sobredimensionar más allá de aproximadamente el 15% añade sobre todo pérdidas en vacío y coste.

Paso 3 — Fijar la especificación de armónicos, térmica y de tomas

Establezca el factor K (o una reducción documentada según IEEE C57.110), la elevación de temperatura del devanado y la clase de aislamiento para el ambiente de diseño, la clase de refrigeración (ONAN para sumergido en aceite, AN para tipo seco) y el rango de tomas sin carga — típicamente ±2 × 2,5% — para que la tensión del colector pueda ajustarse a medida que cambia la condición de la red. Añada una pantalla electrostática entre los devanados de BT y MT para mantener separadas las perturbaciones del lado del convertidor y del lado de la red. Los requisitos generales están establecidos por IEC 60076-16 (transformadores para aplicaciones de aerogeneradores), con IEC 60076-1 e IEEE C57.12.00 como normas matrices.

Cómo dimensionar el transformador del parque eólico (subestación)

Paso 1 — Sumar la potencia de salida en CA del parque y aplicar diversidad

Sume la capacidad total en CA del parque en el punto de conexión común y aplique un factor de coincidencia (diversidad): no todas las turbinas producen su potencia nominal en el mismo instante, incluso en una instalación bien ubicada. Un parque de veinte turbinas de 5 MW (100 MW instalados) puede alcanzar una potencia de salida coincidente de aproximadamente el 90–97% de la capacidad instalada con viento ideal, por lo que la base de diseño del transformador del parque es la exportación máxima estudiada del emplazamiento, no la suma aritmética de la potencia nominal del transformador de cada turbina.

Paso 2 — Convertir a kVA y redondear a una potencia estándar

Convierta los MW de CA coincidentes a MVA usando el factor de potencia contratado del parque (a menudo 0,95 inductivo a 0,95 capacitivo según los códigos de red modernos) y redondee hacia arriba hasta una potencia nominal estándar — por ejemplo, un parque de 100 MW a fp 0,95 da unos 105 MVA, por lo que una unidad de 120 MVA o 125 MVA es una elección típica.

Paso 3 — Especificar impedancia, tomas y refrigeración para el cumplimiento del código de red

Establezca la tensión de impedancia (Uk%) para equilibrar la limitación del nivel de falta frente a la regulación de tensión y la capacidad de soportar huecos (típicamente 10–14% para una unidad de la clase de 110–220 kV); elija cambio de tomas en carga o sin carga según los requisitos de rango de tensión y potencia reactiva del código de red; y confirme la clase de refrigeración y el perfil de sobrecarga frente a la capacidad reactiva requerida. El transformador no debe socavar la capacidad del parque de soportar faltas ni el cumplimiento de potencia reactiva — es una cuestión de sistema, no una elección de catálogo.

La arquitectura de tensión: de 0,69 kV a 220 kV en dos etapas

La ubicación de cada transformador fija su relación y su potencia. Cuatro configuraciones cubren casi todos los parques eólicos onshore y offshore.

Las tensiones de colector en onshore se agrupan en torno a 33 kV (Europa y gran parte de Asia), 34,5 kV (Norteamérica), 35 kV (China) y 20 kV; el nivel de conexión a la red lo elige el operador de transporte local. En offshore, la tensión de colector a menudo sube a 66 kV para reducir las pérdidas en el cable, y la tensión de exportación la fijan la longitud del cable y la red en tierra.

Armónicos del convertidor y factor K: por qué las turbinas modernas calientan el transformador

El tipo de turbina determina el espectro de armónicos que el transformador debe tolerar.

• Tipo 3 — generador de inducción de doble alimentación (DFIG). El estator está conectado directamente, por lo que el transformador ve principalmente armónicos de bajo orden (5.º, 7.º, 11.º, 13.º) del convertidor del rotor de potencia parcial. La distorsión es moderada pero persistente.
• Tipo 4 — convertidor completo. La salida del generador se rectifica y se reinvierte por completo, por lo que el transformador ve rizado a la frecuencia de conmutación más bandas laterales de bajo orden cuya magnitud depende de la topología del convertidor y su filtro. La distorsión total es a menudo menor, pero el contenido de alta frecuencia es más rico.

Las pérdidas por corrientes de Foucault y las pérdidas dispersas aumentan con el cuadrado de la corriente armónica y con la frecuencia, por lo que un transformador nominal para onda senoidal pura funciona más caliente de lo que sugiere su placa de características bajo carga de convertidor. Dos opciones de especificación abordan esto: una clasificación de factor K (K-4 a K-9 cubre la mayoría de las turbinas modernas) o una unidad estándar con una reducción documentada según IEEE C57.110. Ambas deben combinarse con una pantalla electrostática entre los devanados de BT y MT, que también protege al convertidor de la turbina frente a sobretensiones transitorias del lado de la red. Para los métodos subyacentes, véase la guía de armónicos y la guía del factor K.

Régimen eólico cíclico y economía de pérdidas: qué grado de pérdidas se amortiza

El ciclo de servicio de un transformador de turbina está dominado por las horas, no por la carga. Está energizado siempre que la máquina está disponible, y sus pérdidas en vacío (P0) se acumulan en cada una de esas horas, mientras que sus pérdidas en carga (Pk) se acumulan solo durante la generación con carga. En un emplazamiento con un factor de capacidad de, digamos, el 35%, el transformador puede funcionar cerca de plena carga solo una fracción del año. Por eso los cálculos de coste de vida útil de los transformadores eólicos ponderan las pérdidas en vacío con más peso que en un transformador industrial — y por eso un mejor grado de pérdidas (S13 o S20), o un núcleo de metal amorfo, puede amortizarse en pocos años a pesar de un coste inicial mayor. El método es el mismo que se expone en la guía de TCO, y el compromiso entre grados de pérdidas se trata en la comparación S11/S13/S20 y en la guía de núcleo amorfo.

Del régimen cíclico se derivan dos consecuencias térmicas: el ciclo térmico diario (expansión y contracción de devanados y aislamiento, que envejece el aislamiento de papel y puede aflojar la sujeción con el tiempo) y la conmutación de ventiladores o refrigeración forzada si se utiliza ONAF. Ambos argumentan a favor de una sujeción robusta, una elevación de temperatura del devanado conservadora y un diseño de refrigeración que no dependa de conmutaciones frecuentes. Los fundamentos de la vida del aislamiento se tratan en la guía de clases de aislamiento.

Onshore vs offshore: qué cambia en la especificación

Las unidades offshore también conllevan requisitos sísmicos y de vibración, temperaturas de arranque en frío muy bajas en algunas regiones, y límites más estrictos de carga de fuego dentro de una góndola. En onshore, los mayores problemas prácticos son la reducción por altitud, el polvo e insectos en los conductos de refrigeración, y la entrada de humedad y roedores en diseños montados sobre plataforma. Para los sistemas de aceite, la elección entre conservador y tanque sellado herméticamente se trata en la guía de conservación del aceite, y la selección del fluido en la guía de aceite para transformadores.

Lista de verificación de especificación del transformador de parque eólico

• La base de diseño es la potencia aparente del generador (kVA) al factor de potencia nominal, con el margen por ambiente del día más cálido y altitud indicado por separado.
• Relación de tensión fijada: 0,69 / 0,9 / 1,14 kV de BT a 20 / 33 / 35 / 66 kV de colector — una etapa o dos.
• Factor K o reducción documentada según IEEE C57.110 adaptada al tipo de turbina (Tipo 3 o Tipo 4).
• Pantalla electrostática entre los devanados de BT y MT.
• Grupo de conexión — Dyn11 es el valor por defecto común; confírmelo frente al diseño de puesta a tierra y protección del parque (véase la guía de grupos de conexión).
• Tensión de impedancia (Uk%) fijada para equilibrar nivel de falta, regulación de tensión y capacidad de soportar huecos.
• Tomas sin carga (±2 × 2,5%) para el ajuste de la tensión del colector; cambio de tomas en carga solo si el código de red lo exige.
• Grado de pérdidas o núcleo amorfo seleccionado según el coste de pérdidas en vacío de vida útil, no el coste inicial.
• Clase de refrigeración y ambiente de diseño adaptados al emplazamiento (por ejemplo, diseño para día más cálido de 45–50 °C).
• Clase de corrosión (C4 onshore / C5-M offshore según ISO 12944), clasificación IP y diseño sellado.
• Pararrayos y protección coordinados con el nivel de falta del transformador y las potencias nominales de las turbinas (véase la guía de protección contra rayos y la guía de dispositivos de protección).
• Ensayos de tipo y rutina según IEC 60076-16 más la serie matriz IEC 60076, con un ensayo de aceptación en fábrica antes del envío (véase la lista de verificación de inspección previa al envío) y una auditoría de fabricante verificada (véase la lista de verificación de auditoría de proveedores).

Preguntas frecuentes sobre transformadores de parques eólicos

¿Cómo se calcula la potencia nominal en kVA de un transformador de aerogenerador?

Divida la potencia activa nominal de la turbina por su factor de potencia para obtener la potencia aparente, luego añada un margen del 5–15% para ambiente, altitud y armónicos y redondee hacia arriba hasta un tamaño estándar. Una turbina de 5 MW a fp 0,95 es de unos 5,26 MVA, por lo que un transformador de 5,5 MVA o 6,3 MVA es una elección típica.

¿Un transformador de aerogenerador es sumergido en aceite o de tipo seco?

En onshore, los transformadores sumergidos en aceite montados sobre plataforma o en base de torre son la norma. En offshore, y especialmente dentro de una góndola, se prefieren las unidades de tipo seco o rellenas de éster porque reducen la carga de fuego y el riesgo de derrame de aceite en una ubicación de difícil acceso para el mantenimiento.

¿Por qué los parques eólicos usan dos etapas de transformación?

La tensión del generador (unos 0,69 kV) es demasiado baja para transmitirla por todo el parque, por lo que cada turbina eleva a un colector de la clase de 33 kV y un transformador central eleva el colector al nivel de red de 110–220 kV. Transmitir a la tensión del colector mantiene manejables las pérdidas en el cable y el tamaño del cable.

¿Cuál es la diferencia entre un transformador WTG y un transformador de subestación de parque eólico?

El transformador WTG (de unidad) eleva la salida de una turbina a la tensión del colector y se dimensiona según la potencia aparente de esa turbina. El transformador de subestación del parque eólico eleva toda la barra colectora a la tensión de red y se dimensiona según la potencia total coincidente del parque.

Sources / 资料来源

• Source: IEC 60076-16 — Power transformers — Part 16: Transformers for wind turbine applications
• Source: IEC 60076-1 / 60076-2 / 60076-3 — Power transformers (general requirements, temperature rise, insulation levels and dielectric tests)
• Source: IEC 60076-11 — Power transformers — Dry-type transformers
• Source: IEC 61400-1 — Wind energy generation systems — Design requirements
• Source: IEC 61400-21 — Wind energy generation systems — Measurement and assessment of power quality characteristics of grid-connected wind turbines
• Source: IEC 61000-3-6 — Electromagnetic compatibility — Assessment of emission limits for distorting loads in MV and HV power systems
• Source: IEEE C57.12.00 — General requirements for liquid-immersed distribution, power and regulating transformers
• Source: IEEE C57.12.01 — General requirements for dry-type distribution and power transformers
• Source: IEEE C57.110 — Recommended practice for establishing transformer capability when supplying nonsinusoidal load currents
• Source: IEEE 519 — Recommended practice and requirements for harmonic control in electric power systems
• Source: GB/T 1094 series — 电力变压器 (Power transformers)
• Source: GB/T 19963.1 — 风电场接入电力系统技术规定 第1部分：陆上风电 (Technical requirements for connecting wind farms to the power system — Part 1: Onshore wind)
• Source: VDE-AR-N 4120 — Technical requirements for the connection and operation of customer installations to the high-voltage network
• Source: ISO 12944 — Corrosion protection of steel structures by protective paint systems
• Source: DNV-ST-0145 — Offshore substations
• Source: QDTB Engineering Team — industry experience for typical WTG transformer sizing margins, K-factor selection and site-ambient design