Transformador para tren de laminación: cómo dimensionar el suministro de 33 kV para una acería de barras corrugadas de 500.000 t/año

La respuesta primero: un tren de laminación de barras corrugadas de 500.000 t/año es una carga de 10,4 MW con un factor de potencia de 0,92, y tres decisiones sobre el transformador determinan si arranca, mantiene un TDD del 5% y sobrevive a 45 °C

Un tren de laminación de barras corrugadas que lamina 500.000 t/año de barra de 8–32 mm durante 7.200 horas es una planta de 69,4 t/h que consume unos 105 kWh de electricidad por tonelada, por lo que su demanda media es de 7,3 MW y su pico de 15 minutos es de 10,4 MW con un factor de potencia de 0,92 — 11,3 MVA. Esa carga, no el horno de recalentamiento de 45 MW, define el paquete de transformadores: dos transformadores principales de 12,5 MVA y 33/11,5 kV ONAN/ONAF que soportan cada uno el 95% de la planta con una sola unidad a 45 °C de temperatura ambiente, una impedancia del 8% que mantiene el nivel de cortocircuito de 11 kV en 6,2 kA y obliga a que cada caja de laminación arranque con un variador en lugar de conexión directa a la red, y trece transformadores de convertidor — tres unidades de 3.200 kVA en pares Dy/Dd desfasados 30° y diez unidades K-13 de 800 kVA — que mantienen la distorsión total de demanda en el punto de acoplamiento común de 33 kV en el 4,2% frente al límite del 5,0% de IEEE 519. Si aciertas con esos tres puntos, el paquete de transformadores cuesta entre 540.000 y 680.000 USD en una planta que cuesta doscientas veces eso; si fallas, te pasas el primer año de producción discutiendo con la compañía eléctrica sobre armónicos y con el tren de laminación sobre caídas de tensión.

Puntos clave

• 105 kWh/t × 69,4 t/h da 7,3 MW de media y 10,4 MW en el pico de 15 minutos — el método de kWh por tonelada sustituye cualquier tabla de kVA por tonelada, y el pico, no la media, es lo que dimensiona los transformadores principales.
• Dos unidades de 12,5 MVA reducidas a 11,9 MVA a 45 °C soportan el 95% de la planta en N-1; 2 × 1.200 kVAr de condensadores desintonizados aportan el último 4% de capacidad de forma más económica que subir a 16 MVA.
• Una impedancia del 8% es un compromiso, no un valor por defecto: mantiene el nivel de cortocircuito de 11 kV en 6,2 kA, pero también produce una caída del 13,5% si se arranca una caja desbastadora de 2.300 kW en conexión directa a la red, por lo que cada caja funciona con un variador de frecuencia con front-end activo.
• Los rectificadores de seis pulsos por sí solos elevan el TDD de corriente al 26%; los pares Dy/Dd desfasados 30° lo reducen al 8,5% en el variador y al 4,2% en el PCC de 33 kV — esa diferencia es la diferencia entre cumplir o incumplir la cláusula de armónicos de la compañía eléctrica.
• A 7.200 h/año y 0,09 USD/kWh, las pérdidas en vacío valen 788 USD/kW y las pérdidas en carga 268 USD/kW; un sobreprecio S13 en una unidad de 12,5 MVA se amortiza en unos 3,7 años, y un núcleo amorfo en unos 6.

¿Qué carga eléctrica presenta realmente un tren de laminación de barras corrugadas de 500.000 t/año?

Empieza por el tonelaje y el consumo específico, porque de ellos se deriva todo lo demás. Un tren de 500.000 t/año que funciona 300 días a 24 h/día tiene 7.200 horas productivas, por lo que el rendimiento es de 69,4 t/h. Un tren de barras con horno de recalentamiento y accionamientos de CA consume entre 95 y 120 kWh de electricidad por tonelada según el tamaño del palanquilla, la mezcla de productos y cuánto del tren de acabado funciona a plena velocidad; 105 kWh/t es un punto medio realista para una mezcla de 8–32 mm alimentada con palanquillas cuadradas de 150 mm. Eso da 7,29 MW de demanda media y, multiplicando por la relación pico/media de 1,42 típica de un tren con huecos entre palanquillas, cambios de cilindros y recuperación tras enredos, una demanda pico de 15 minutos de 10,4 MW. Multiplicando por 7.200 h, la planta compra 52,5 GWh al año — la cifra sobre la que se construye más adelante la evaluación de pérdidas.

Los 10,4 MW no se reparten de manera uniforme. Aproximadamente el 89% está en el tren de laminación y el horno de recalentamiento, y la coincidencia entre ambos es lo que hace que el total sea menor que la suma de las cargas conectadas. El cuadro de cargas que aparece a continuación es el que hay que llevar al fabricante de transformadores, porque la columna de demanda — no la de carga conectada — es la que dimensiona los transformadores principales.

Dos características de este cuadro importan más que el total. Primera: 17,2 MW de los 20,8 MW conectados están en accionamientos de velocidad variable, por lo que el factor de potencia de la planta lo determinan los front-end de rectificador, no los motores de inducción: un front-end activo mantiene un factor de desplazamiento de 0,98–0,99, un front-end de diodos con choque de CC se sitúa en 0,95, y un front-end de tiristores de 6 pulsos puede caer a 0,85 a velocidad reducida. Segunda: la demanda del tren oscila entre 3 y 4 MW en un minuto a medida que los palanquillas entran y salen de las cajas, lo que es un problema de carga del transformador antes que cualquier otra cosa. Si todavía está en la fase de concepto y solo dispone de una lista de cargas conectadas, el método de cómo dimensionar un sistema de distribución le lleva a esta misma tabla sin el paso de kWh/t; lo que no puede decirle es cuánta de la carga conectada está en accionamientos, y ese es el número que decide la especificación de armónicos.

¿Por qué las dos acometidas de 33 kV se dimensionan a 45 °C y no a 40 °C?

Porque la placa de características del transformador no describe el clima de la planta. La IEC 60076-2 especifica un transformador para una temperatura ambiente máxima de 40 °C, una media mensual de 30 °C y una media anual de 20 °C. Un tren de barras corrugadas en Lagos, Mombasa, Yakarta o Yeda registra 44–48 °C en la estación cálida, y el transformador se ubica en un recinto donde los radiadores reciben el calor reflejado del edificio del tren. Cada grado por encima de la referencia de 40 °C cuesta aproximadamente el 0,9% de la potencia nominal ONAN para una unidad sumergida en aceite de este tamaño, por lo que un transformador de 12,5 MVA al que se le exige trabajar a 45 °C es en realidad un transformador de 11,9 MVA. Comprar "12,5 MVA" y descubrirlo en julio es el error de dimensionamiento más común en los trenes de climas cálidos, y la misma aritmética se aplica a las unidades de resina fundida en altitud y en salas sin ventilación, lo que se expone en derrateo por altitud y temperatura.

Con 11,3 MVA de potencia aparente de pico y 11,9 MVA disponibles de una unidad derrateada, N-1 deja un 95% de carga — aceptable para una tarde, no para una semana. El paquete que satisface tanto la operación normal como la contingencia simple es, por tanto, 2 × 12,5 MVA, 33/11,5 kV, YNd11, ONAN 12,5 MVA / ONAF 16 MVA a 40 °C, con un cambiador de tomas en carga de ±8 × 1,25% en el lado de 33 kV y una impedancia del 8%.

La última fila es la razón por la que la planta necesita compensación reactiva y no un transformador más grande. Sin los 2 × 1.200 kVAr de bancos desintonizados, el factor de potencia cae a 0,88, la potencia aparente de pico sube de 11,3 a 11,8 MVA, y el caso de contingencia única opera al 99% de la potencia nominal reducida con el punto caliente en el límite continuo de 98 °C definido en IEC 60076-7. Dos bancos de condensadores cuestan aproximadamente USD 45.000 instalados; el salto de 2 × 12,5 MVA a 2 × 16 MVA cuesta unos USD 90.000 en el precio del transformador y añade un 15% a las pérdidas en vacío para siempre. Los condensadores son el 4% más barato.

Otra consecuencia adicional de tener dos transformadores en un acoplador normalmente abierto: la planta tiene que sobrevivir a la transferencia. Un esquema de transferencia automática de barras que cierra el acoplador 300 ms después de que dispare el interruptor de entrada reenergizará la barra de 11 kV a través de un transformador cuyo núcleo puede conservar aún flujo residual, produciendo una corriente de irrupción de 6–8 veces la corriente nominal sumada a la corriente de reaceleración de los motores. A 12,5 MVA eso es una corriente de 3–4 kA durante 100 ms, suficiente para disparar el elemento instantáneo del interruptor de entrada si está ajustado según la placa de características en lugar de según la irrupción medida. La medición y los ajustes de los relés se tratan en corriente de irrupción del transformador; la regla de diseño para esta planta es ajustar el elemento instantáneo por encima de la irrupción en el peor caso calculada con flujo residual, y añadir restricción de irrupción en el 87T si el nivel de falla de la compañía eléctrica es lo suficientemente alto como para que ambos se solapen.

¿Por qué la impedancia del 8% es el valor que decide tanto el nivel de falla como el arranque de cada tren de laminación?

La impedancia es el único parámetro del transformador que aparece en dos cálculos a la vez, y en un tren de laminación ambos son limitantes. El primero es el nivel de falla. Una conexión de 33 kV de la compañía eléctrica con 500 MVA de potencia de falla disponible, vista a través de un transformador de 12,5 MVA con 8% de impedancia, da 119 MVA en la barra de 11 kV — 6,2 kA de corriente de falla trifásica, más la contribución de los motores durante los primeros ciclos. Esos 6,2 kA son lo que la aparamenta de 11 kV, los cables y los soportes de barras tienen que soportar, y está cómodamente dentro de una capacidad nominal de aparamenta de 25 kA, por lo que hay margen para intercambiar impedancia por rendimiento de arranque si el tren de laminación lo necesita. El método, incluida la contribución de los motores y el efecto de la impedancia de los cables, se encuentra en cálculo de corriente de cortocircuito.

El segundo cálculo es el arranque. Un motor de desbaste de 2.300 kW y 11 kV consume aproximadamente 135 A a plena carga (0,96 de eficiencia, 0,93 de factor de potencia), y el arranque directo en línea toma 6,2 veces eso — unos 840 A — durante 3–8 segundos hasta que el volante de inercia y los cilindros alcanzan la velocidad. Frente a un nivel de falla de 6.200 A, 840 A es una caída de tensión del 13,5% en la barra de 11 kV. Las compañías eléctricas y los proveedores de trenes de laminación normalmente aceptan un 3% en el punto de conexión común y un 10% en los bornes del motor, por lo que no se permite un tren de desbaste con arranque directo en línea en este suministro, y con una impedancia del 8% nunca podrá serlo. Si se eleva la impedancia al 10%, el nivel de falla cae a 5,25 kA mientras que la caída sube al 15,9%; si se baja al 6%, el nivel de falla sube a 7,7 kA mientras que la caída baja al 10,9%. Ninguno de los extremos de ese rango hace legal el arranque directo en línea, por lo que los dos trenes de desbaste están con variadores de frecuencia de front-end activo que limitan la corriente de arranque al 110% — una caída del 2,4% — en lugar de con arrancadores suaves, y por lo que la configuración de accionamientos del tren de laminación y la impedancia del transformador tienen que especificarse conjuntamente.

La elección del 8% por parte del tren de laminación no es, por tanto, un valor predeterminado de fabricación: es el valor con el que el aparellaje de 11 kV se mantiene económico (25 kA de capacidad con margen), la carga reactiva se mantiene cerca de 1 MVAr por transformador, y los accionamientos — que el tren necesita de todos modos para el control de espesor y el control de bucle entre cajas — absorben por completo el problema del arranque. Un tren que intentara ahorrar el costo del accionamiento especificando arrancadores suaves necesitaría una impedancia del 12% para mantener la caída por debajo del 10% con la corriente de 3,5× de un arrancador suave, y entonces lo pagaría con 1,5 MVAr de consumo reactivo y una caída del 19,8% en cada motor auxiliar de arranque directo en la misma barra.

¿Por qué existen los trece transformadores de convertidor, y por qué K-13?

Cada accionamiento de caja necesita un transformador entre la barra de 11 kV y su rectificador por tres razones que no tienen nada que ver con la transformación de tensión. La primera es que no se puede permitir que el rectificador imponga sus muescas de conmutación y su ruido de modo común en la barra de 11 kV de la planta, donde esa misma barra alimenta los controles del horno y el PLC de la planta; la pantalla electrostática del transformador y su inductancia de dispersión son el filtro. La segunda es que el accionamiento necesita 690 V en el motor y el rectificador necesita una tensión contra la que pueda regular, por lo que el rango de tomas del transformador se define por la tensión de barra de 11 kV en el peor caso, no por la nominal de la planta. La tercera es la pérdida por armónicos: la forma de onda de corriente de un rectificador tiene un THD del 25–30% en los bornes del accionamiento, y la pérdida por corrientes de Foucault en los devanados del transformador aumenta con el cuadrado del orden armónico, por lo que un transformador de distribución ordinario dimensionado para carga sinusoidal se sobrecalienta al 60–70% de su placa de características cuando alimenta un rectificador de 6 pulsos de forma continua.

El factor K es la forma abreviada de esa capacidad nominal, y K-13 es el valor correcto para un accionamiento de 6 pulsos: el factor K pondera cada corriente armónica por el cuadrado de su orden, un espectro de 6 pulsos con un THD del 25–30% se sitúa en K-9 a K-13, y K-13 proporciona aproximadamente un 20% de margen sobre el valor calculado — que es donde un tren quiere situarse, porque el espectro armónico a carga ligera es peor que a plena carga. El método completo, incluido cómo calcular el factor K a partir de un espectro medido, se encuentra en Selección de transformadores con factor K. Lo que importa en la etapa de especificación es que la clasificación K, el espectro armónico asumido y el perfil de carga aparezcan todos en la hoja de datos; un transformador vendido como "apto para carga de VFD" sin un espectro declarado no es una especificación.

La planta utiliza 13 transformadores de convertidor en dos configuraciones. Los seis accionamientos de 1.100 kW del tren intermedio se emparejan en tres unidades de 3.200 kVA de tres devanados con un secundario Dy y uno Dd desfasados 30°: los dos puentes de 6 pulsos se comportan entonces como un rectificador de 12 pulsos, y los armónicos 5.º y 7.º circulan entre los secundarios en lugar de fluir hacia la barra de 11 kV. Los diez accionamientos de 600 kW del tren de acabado reciben cada uno una unidad de 800 kVA de dos devanados; a ese tamaño los tendidos de cable son cortos, los accionamientos son individualmente pequeños, y el emparejamiento añadiría cableado de desfase de 30° a cambio de poco beneficio.

¿Dónde se detienen los armónicos — en el accionamiento, en la barra de 11 kV o en el PCC de 33 kV?

Solo un punto es contractual: el punto de conexión común con la red eléctrica, que aquí son los terminales de entrada de 33 kV, y el límite aplicable es la Tabla 2 de IEEE 519 para 1 kV < V ≤ 69 kV. El límite depende de la relación entre la corriente de cortocircuito y la corriente de carga, por lo que lo primero que hay que calcular es esa relación: 2,08 kA de corriente de falla a 33 kV divididos entre 198 A de corriente de carga pico es 10,5, lo que sitúa a la planta en la banda Isc/IL < 20, donde la distorsión total de demanda debe mantenerse en o por debajo del 5,0%, los armónicos 5.º y 7.º en o por debajo del 4,0% cada uno, los 11.º y 13.º en 2,0%, y los 17.º y 19.º en 1,5%. Tenga en cuenta que esta es la banda más estricta, y que una acería que deje caer su corriente de carga — operando al 40% de producción en un mercado del acero desfavorable — se adentra más en ella, no sale de ella, porque la relación aumenta a medida que la carga disminuye.

El diseño resuelve el caso sin un filtro de 33 kV, y solo porque las fuentes de armónicos están diseñadas en el variador. Los dos castillos desbastadores de 2.300 kW utilizan frentes activos, cuya propia distorsión es del 3–5%. Los pares de 12 pulsos del tren intermedio introducen un 8–9% en la barra de 11 kV pero cancelan el 5.º y el 7.º en su origen. Los diez variadores de 6 pulsos del tren de acabado son el problema residual: 26–30% cada uno, mitigado por el hecho de que son pequeños, conmutados individualmente y parcialmente cancelados por diversidad. El agregado a 33 kV, calculado mediante suma con el método del ángulo de fase en lugar de la adición aritmética, se sitúa en 4,2% de TDD con el 5.º en 3,1%, y ese es el margen con el que opera la acería.

Los 2 × 1.200 kVAr de bancos de condensadores que corrigen el factor de potencia deben desintonizarse, y la razón es la resonancia que de otro modo crearía la acería. El suministro de 11 kV tiene un nivel de cortocircuito de 119 MVA; un banco simple de 1.200 kVAr situaría la resonancia paralelo en el 10.º armónico (la raíz cuadrada de 119.000/1.200), que coincide justo con las corrientes armónicas 11.ª y 13.ª producidas por los variadores de acabado. Una reactancia del 7% desplaza la resonancia serie hacia abajo hasta 189 Hz — el 3,8.º armónico a 50 Hz — de forma segura por debajo del 5.º, de modo que el banco es capacitivo en todos los armónicos que produce la acería y no puede amplificarlos. Eso supone una prima de USD 6.000 en el banco y no es opcional; el mecanismo se expone en armónicos en transformadores, y es la misma razón por la que el contactor del condensador debe ser de tipo para servicio desintonizado en lugar de un contactor AC-3 estándar.

¿Deben los transformadores de convertidor ser de resina fundida o sumergidos en aceite?

Para las trece unidades de convertidor, la resina fundida gana en riesgo de incendio y pierde en tolerancia al polvo, y la decisión se refiere realmente a la sala y no al transformador. Una unidad de resina fundida no tiene aceite que contener, ni muro cortafuegos, ni 5 m de separación hasta los paneles del variador, y sus pérdidas se disipan directamente desde la superficie del devanado al aire de la sala, por lo que puede ubicarse dentro de la sala de variadores junto a los paneles que alimenta — lo que acorta el tendido de cable de 690 V, y en un variador de 600 kW el cable es la segunda mayor pérdida después del transformador. La penalización es que esa misma superficie de devanado expuesta es una trampa para el polvo: en una acería donde la cascarilla y la niebla de lubricante con contenido de grafito están por todas partes, un devanado de resina fundida que no esté en una envolvente IP54 con ventilación filtrada acumulará una capa conductora y sufrirá un arco eléctrico en pocos años, y ni la envolvente ni el filtro son gratuitos.

Los transformadores principales son una cuestión diferente. A 12,5 MVA la unidad sumergida en aceite es un 30–40% más barata que una unidad equivalente de resina fundida, su capacidad de sobrecarga de corta duración es mucho mejor, y pertenece al exterior en un recinto cercado con muro cortafuegos, foso de aceite y pórtico de 33 kV. Solo el ruido y la separación por incendio abogan por el tipo seco en esa potencia, y en una acería de barras corrugadas el límite de ruido en vacío es de 62–65 dB(A) a 1 m, que está dentro del propio nivel de fondo de la acería.

El diseño resultante es: resina fundida, IP54, K-13 para las diez unidades de acabado de 800 kVA dentro de la sala de accionamientos; resina fundida K-9 para los tres pares intermedios de 3.200 kVA en la misma sala, porque trasladarlos al exterior obligaría a pasar cables de 690 V a través de un muro y añadiría 15 m de tendido; y sumergido en aceite ONAN/ONAF para las dos unidades principales de 12,5 MVA y los cuatro transformadores auxiliares y de horno de 11/0,4 kV. Es un paquete mixto, y un único proveedor que fabrique ambas tecnologías vale más aquí que una ventaja de precio del 3% por dividir el pedido — la comparación de las dos tecnologías a nivel de distribución está en sumergido en aceite vs seco.

¿Cómo se mantiene vivo un transformador de 12,5 MVA a 45 °C, con polvo de calamina y humedad de monzón?

Cuatro cosas deciden si este transformador alcanza los 25 años o falla a los 12: margen de refrigeración, protección contra la corrosión, línea de fuga de los pasatapas y monitorización del estado del aceite. El margen de refrigeración es el más económico y el que más a menudo se recorta. A 45 °C de ambiente, el banco de radiadores tiene que disipar las mismas pérdidas en un aire 5 K más caliente que la base de diseño, lo que significa un 8–10% más de superficie de radiador que un diseño estándar de 40 °C, y significa que la etapa ONAF debe ser alcanzable sin parada: cuatro ventiladores en dos grupos, cada grupo capaz de mantener el 90% de la potencia forzada con un ventilador fuera de servicio, y control de ventiladores por temperatura del devanado en lugar de por corriente de carga, porque el devanado ve la carga armónica y cíclica que el transformador de corriente no ve. El comportamiento térmico de las unidades ONAN y ONAF bajo carga cíclica se expone en métodos de refrigeración y elevación de temperatura; la regla operativa para esta planta es que la etapa ONAF nunca debería ser necesaria en un día normal, y debe quedar demostrada mediante ensayo el día de su puesta en servicio.

La corrosión es un punto de especificación, no un color de pintura. Un recinto de planta situado a 5 km de la costa recibe deposición de cloruros, y el transformador se especifica según ISO 12944 C5-M: imprimación rica en zinc, intermedio epoxi, acabado de poliuretano con 240 µm totales, radiadores galvanizados con las aletas recubiertas tras la soldadura, tornillos de acero inoxidable y tubo respiradero de acero inoxidable. El armario de control es IP55 con calefactor, porque el modo de fallo en climas húmedos no es la entrada de agua durante la lluvia sino la condensación dentro de un armario sellado que se enfría por la noche. Los pasatapas son compuestos en lugar de porcelana: en el nivel de contaminación IV de IEC 60815 (muy fuerte, que es lo que es una planta polvorienta con humedad de monzón) el requisito de línea de fuga es de 31 mm/kV, por lo que un pasatapas de 36 kV necesita unos 1.100 mm de línea de fuga — la porcelana con esa línea de fuga es larga y frágil, el compuesto de silicona es más corto, más ligero y no se rompe cuando una grúa deja caer un paquete de armaduras sobre el pórtico.

El estado del aceite es donde realmente se gana o se pierde la vida de 25 años. El transformador se especifica con relé Buchholz de doble interruptor de flotador, dos indicadores de temperatura del devanado con contactos de alarma y disparo, un dispositivo de alivio de presión con contacto y un indicador magnético de nivel de aceite; la puesta en servicio incluye una muestra de DGA tras 24 h en carga, otra al año y después anualmente. La razón es que este transformador funciona con una carga cíclica con una oscilación diaria de 3–4 MW sobre un ambiente de 45 °C, que es exactamente el régimen que genera fallos térmicos en una unión atornillada o en un contacto del cambiador de tomas antes de generar cualquier síntoma externo. Lo que hay que buscar en el patrón de gases se expone en interpretación de DGA; la regla práctica es que un aumento de etileno con acetileno estable significa un punto caliente, y un acetileno creciente significa parar la planta y encontrarlo.

¿Qué pérdidas debería capitalizar en una planta que funciona 7.200 horas?

La evaluación de pérdidas, no el precio, determina el grado de pérdidas, y la aritmética es sencilla una vez conocidas las horas. La pérdida en vacío opera 8.760 h/año porque el transformador permanece energizado para la ruta de reserva; la pérdida en carga opera al equivalente de aproximadamente 3.300 horas a plena carga, porque la demanda promedio de la planta de 7,3 MW frente a una capacidad de 11,9 MVA da (7,3/11,9)² × 8.760 = 3.300 h. A un costo de energía industrial de USD 0,09/kWh — una cifra realista para los mercados en los que se construye esta acería — esas horas hacen que la pérdida en vacío valga USD 788/kW y la pérdida en carga valga USD 268/kW. Esa es una evaluación mucho más débil que la que utiliza una empresa de servicios públicos (donde los factores de capitalización de USD 4.000–9.000/kW para la pérdida en vacío son normales), y es la razón por la que un comprador industrial no debería simplemente copiar la especificación de pérdidas de una empresa de servicios públicos.

Dos puntos sobre esa tabla valen más que las cifras. Primero, la redundancia duplica la factura de pérdida en vacío: ambas acometidas principales están energizadas todo el tiempo, por lo que la planta paga pérdida en vacío sobre 25 MVA de capacidad instalada para servir una carga de 11,3 MVA. Desenergizar la reserva la reduciría a la mitad, pero una transferencia de barraje desde un transformador desenergizado tarda 2–3 s mientras los accionamientos de la acería y los ventiladores del horno se disparan, por lo que la planta mantiene ambas energizadas y paga. Eso es lo que hace que la prima del S13 sea tan fácil de justificar aquí — se aplica a ambas unidades, cada hora del año. Segundo, la columna de pérdida en carga es donde realmente está el dinero: reducir la pérdida en carga de 60 a 48 kW añadiendo cobre vale USD 6.400 al año entre dos unidades, mientras que el ahorro en vacío del S13 vale USD 3.940, y la opción de cobre entrega más del doble de ese ahorro con un retorno dentro de un mes del de la S13. El sesgo habitual hacia la pérdida en vacío proviene de la práctica de las empresas de servicios públicos, donde los transformadores operan cerca de plena carga durante 8.760 h; esta acería no lo hace. La comparación de grados a nivel de distribución está en comparación de grados de pérdidas, y la misma lógica se aplica: en horas industriales, la pérdida en carga merece al menos tanta atención como la pérdida en vacío.

¿Cuánto cuesta el paquete de transformadores y cuánto tiempo toma?

El paquete para esta planta es de trece transformadores de convertidor, dos acometidas principales y cuatro unidades auxiliares — 19 unidades, 51 MVA de capacidad instalada — y se sitúa en USD 540.000–680.000 FOB China dependiendo de si las unidades de convertidor son de resina fundida y de si las acometidas principales llevan el núcleo S13. Eso es 0,3–0,6% del costo de capital de USD 120–180 millones de una acería de 500.000 t/año, que es el argumento para no optimizarlo demasiado: un ahorro del 5% en transformadores es USD 30.000, y un problema de armónicos o de caída de tensión en la puesta en marcha cuesta un mes de producción.

Dos hechos logísticos alteran el cronograma más que el tiempo de fabricación. Las unidades principales de 12,5 MVA pesan 22–26 t cada una y viajan como flat-rack de 40 pies o como carga fraccionada, lo que significa que no pueden ser el último elemento enviado antes de que la temporada de lluvias cierre un acceso portuario; y los transformadores de convertidor deben llegar después de los paneles de accionamiento, porque sus interfaces de barra colectora de 690 V están adaptadas a la disposición del panel, de modo que una acería que compre ambos al mismo proveedor ahorra un mes de planos de interfaz. Los ensayos de rutina según IEC 60076-1 más un ensayo de tipo de elevación de temperatura añaden 2–3 semanas, y una prueba de aceptación en fábrica presenciada —que este paquete debería tener, dado que las unidades principales son el único punto de fallo de la planta— añade una semana del tiempo del ingeniero del comprador, no de la fábrica. Los ensayos de puesta en servicio para el conjunto completo, incluidos relación, grupo vectorial, resistencia de aislamiento, SFRA e inyección de relés de protección, están en ensayos de puesta en servicio, y la operación en paralelo de las dos unidades principales, si la acería alguna vez las opera acopladas, está limitada por la tolerancia de impedancia del 8% en operación en paralelo.

¿Qué debe indicar la especificación de compra?

La especificación para este paquete cabe en catorce líneas, y siete de ellas tratan sobre el clima, los armónicos y los ciclos de carga de la planta más que sobre la potencia del transformador. Todo lo que un proveedor puede leer en un catálogo estándar no necesita escribirse; lo que necesita escribirse es el rango operativo.

• Potencia a 45 °C de ambiente, con la reducción de capacidad indicada explícitamente: 12,5 MVA ONAN y 16 MVA ONAF a 40 °C, y la capacidad garantizada a 45 °C cotizada en la oferta.
• Elevación de temperatura 55 K en aceite superior y 60 K en promedio de devanado a la potencia ONAF, en lugar de los 60/65 K estándar, para que el punto caliente permanezca dentro de 98 °C a 45 °C de ambiente.
• Impedancia 8% con una tolerancia de ±7,5% sobre el valor garantizado, que es la tolerancia de IEC 60076-1 y la razón por la que dos unidades de diferentes proveedores no pueden operar en paralelo sin un cálculo de corriente circulante.
• OLTC ±8 × 1,25% en el devanado de 33 kV, tipo vacío, con el número de operaciones por año indicado (esta planta es de 1.500–2.500) para que el cambiador de tomas se seleccione por vida mecánica, no por precio.
• Servicio armónico para unidades de convertidor: K-13 para las unidades de 800 kVA y K-9 para los pares de 3.200 kVA, con el espectro armónico asumido y el perfil de carga impresos en la hoja de datos.
• Nivel de aislamiento LI 170 kV / AC 70 kV para el devanado de 33 kV (Um 36 kV), y línea de fuga de 31 mm/kV en aisladores compuestos según nivel de contaminación IV de IEC 60815.
• Clase de corrosión C5-M según ISO 12944, 240 µm de película seca total, radiadores galvanizados, sujetadores de acero inoxidable, gabinete de control IP55 con calentador anticondensación.
• Pérdidas garantizadas con cláusula de penalización a USD 788/kW para pérdidas en vacío y USD 268/kW para pérdidas de carga —las mismas cifras que el comprador usa internamente, para que un proveedor no pueda ganar la licitación canjeando pérdidas por precio.
• Nivel de presión sonora 65 dB(A) a 1 m para las unidades principales, medido según IEC 60076-10, con la posición de medición indicada.
• Ensayos: rutina según IEC 60076-1, elevación de temperatura según IEC 60076-2, impulso tipo rayo, y una FAT presenciada con el ingeniero del comprador presente para las unidades principales.
• Monitoreo: dos WTI con alarma y disparo, Buchholz de doble flotador, alivio de presión con contacto, indicador magnético de nivel de aceite, y un punto de muestreo DGA que un técnico pueda alcanzar sin escalera.
• Documentación: planos de aprobación dentro de 3 semanas desde el pedido, informes de ensayos, manual de operación y mantenimiento en inglés y en el idioma del sitio, lista de repuestos con recomendaciones a 2 años y 10 años.
• Garantía de 24 meses desde la puesta en servicio o 30 meses desde la entrega, con daños liquidados por entrega tardía y por garantías de pérdidas incumplidas en más del 5%.
• Embalaje y transporte: apto para transporte marítimo, decisión de llenado con nitrógeno o con aceite indicada, indicadores de choque e inclinación instalados, y un plano de transporte que muestre el centro de gravedad y los puntos de izaje, porque un transformador de 30 t caído en un puerto es un retraso de 16 semanas.

¿Qué falla realmente en los transformadores de trenes de laminación de barras corrugadas?

En este servicio, las fallas que cuestan producción no son rupturas de aislamiento de devanados en el sentido clásico; son cinco cosas que aparecen en un orden específico. La primera es el cambiador de tomas en carga, porque la demanda del tren de laminación oscila 3–4 MW en un minuto y la tensión aguas arriba le sigue, por lo que un OLTC en automático realizará 1.500–2.500 operaciones al año persiguiendo una tensión que los accionamientos no necesitan — la solución es regular en los accionamientos y poner el OLTC en manual, usándolo estacionalmente. La segunda es el punto caliente del devanado de baja tensión en transformadores de convertidor que se compraron con una clasificación K inferior al espectro real, donde el envejecimiento del aislamiento se duplica por cada 6 K por encima del punto caliente de diseño y la unidad falla a los 10–12 años en lugar de 25. La tercera son las fugas en juntas y soldaduras tras 8–10 años de ciclado térmico diario en un clima cálido, lo que es un elemento de mantenimiento si el aceite se monitorea y una falla si no se hace. La cuarta es la falla del motor del ventilador de refrigeración, que es invisible hasta que se necesita la etapa ONAF en la única tarde en que se necesita — la alarma debe cablearse a la sala de control, no a una lámpara local. La quinta es el contorneo por contaminación de las boquillas al inicio del monzón, cuando seis meses de polvo se vuelven conductivos en una noche; las boquillas compuestas con recubrimiento RTV y un lavado programado antes de las lluvias son toda la mitigación.

Ninguna de estas es un error de diseño, y todas son decisiones de especificación y operación tomadas antes de pedir el transformador. Esa es la razón por la que este artículo dedica su extensión a los regímenes de carga, la corrección por ambiente, la impedancia y los espectros de armónicos en lugar de a la construcción de núcleo y bobina: a 500.000 t/a el transformador no es la parte difícil del diseño eléctrico, pero es la parte que no se puede corregir después de construida la planta. La mitad aguas arriba de esta instalación — la acería que la alimenta con palanquillas — tiene su propia lógica de dimensionamiento, expuesta en dimensionamiento de transformadores para hornos de arco eléctrico, y una planta que opere ambas encontrará que el horno de recalentamiento y el tren de laminación juntos son una carga mucho más benigna que el horno de arco que tienen detrás.

Sources / 资料来源

Fuente: IEC 60076-1 — Transformadores de potencia: Generalidades (potencia asignada, tolerancias, ensayos de rutina).
Fuente: IEC 60076-2 — Transformadores de potencia: Elevación de temperatura para transformadores sumergidos en líquido (referencia ambiente 40 °C máximo, 30 °C mensual, 20 °C anual).
Fuente: IEC 60076-7 — Transformadores de potencia: Guía de carga para transformadores de potencia sumergidos en aceite mineral (límites de punto caliente, carga cíclica).
Fuente: IEC 60076-10 — Transformadores de potencia: Determinación de niveles sonoros.
Fuente: IEC 60076-11 — Transformadores de potencia: Transformadores de tipo seco.
Fuente: IEC 60909 — Corrientes de cortocircuito en sistemas de CA trifásicos.
Fuente: IEC 61378-1 — Transformadores de convertidor para aplicaciones industriales.
Fuente: IEC 60815 — Selección y dimensionamiento de aisladores de alta tensión destinados a su uso en condiciones de contaminación.
Fuente: ISO 12944 — Protección contra la corrosión de estructuras de acero mediante sistemas de pintura protectora (categoría C5-M).
Fuente: IEEE 519 — Práctica recomendada y requisitos para el control de armónicos en sistemas de energía eléctrica (Tabla 2, 1 kV < V ≤ 69 kV).
Fuente: IEEE C57.110 — Práctica recomendada para establecer la capacidad del transformador cuando suministra corrientes de carga no sinusoidales (base del factor K).
Fuente: GB/T 6451 — Parámetros técnicos y requisitos para transformadores de potencia trifásicos sumergidos en aceite.
Fuente: World Steel Association, World Steel in Figures — producción mundial de acero crudo de aproximadamente 1.900 millones de toneladas, de las cuales los productos largos para construcción representan la mayor cuota individual.
Fuente: QDTB Engineering Team — suministro de transformadores sumergidos en aceite y de resina fundida a trenes de laminación de barras corrugadas, alambrón y perfiles en Nigeria, Kenia, Indonesia, Vietnam, Egipto y Arabia Saudita, 2014–2025 (el consumo específico, las relaciones pico-promedio, la práctica de impedancia, los espectros de armónicos, la selección del factor K, las bandas de precio y los plazos de entrega aquí citados son valores de experiencia del sector, no normas publicadas).