Transformador para planta de vidrio: cómo dimensionar el suministro de 33 kV para una línea de vidrio flotado de 600 t/d, por qué el boosting eléctrico determina los armónicos y el horno determina la fiabilidad

La respuesta primero: una línea float de 600 t/d es una carga de 15.374 kW y 17.015 kVA, y dos unidades de 20 MVA y 33/6,6 kV la soportan — pero es el horno, no el transformador, el que decide qué significa “soportar”

Parta de la demanda, no de una regla de kVA: 600 toneladas al día son 25 t/h de vidrio, y un horno float regenerativo moderno necesita unos 5,9 GJ por tonelada de masa fundida, por lo que la entrada de gas es de 147,5 GJ/h — 40,97 MW térmicos para una cinta de 4 mm que corre a 12,6 m/min sobre un ancho de 3,3 m. El lado eléctrico de esa planta es de 18.620 kW conectados y 15.374 kW en el pico de diseño, lo que equivale a 17.015 kVA con un factor de potencia de 0,904 una vez sumados los 6 MW de boosting eléctrico y los 9.374 kW de carga de motores con sus factores de demanda reales. Dos unidades ONAN/ONAF de 20 MVA y 33/6,6 kV con 10,5% de impedancia la atienden: 42,5% de carga cada una en paralelo, 85,1% en una sola unidad tras la salida de servicio de un transformador con el boosting limitado a 4 MW. La ingeniería interesante no está en esa aritmética. Está en que una planta de vidrio compra confiabilidad para la campaña del horno, no para la carga — una campaña de 8 a 12 años, una reparación en frío de 15–25 millones de USD y 219.000 toneladas anuales de producción que se detienen el día que la masa fundida se congela — mientras que el transformador en sí es un elemento de 232.000 USD cuya falla es inconveniente más que existencial. De ello se derivan tres consecuencias. El boosting eléctrico cuesta 2,6 veces más que el gas por gigajulio útil, así que se compra por demanda y calidad, nunca por energía, y es la única carga del sitio que necesita su propio tipo de transformador. El método de control del boosting, no los kVA, determina la distorsión armónica: el control por ángulo de fase con tiristores inyecta 139 A de quinto armónico en la barra de 6,6 kV, mientras que el control por pasos de toma inyecta 8 A. Y el aire ambiente a 45 °C junto a un horno de 41 MW reescribe el derrateo, el sistema de pintura y el respiradero, mucho antes de tocar la potencia nominal.

Puntos clave

• 600 t/d = 25 t/h de vidrio, 5,9 GJ/t de entrada al horno, 40,97 MW de gas, velocidad de cinta de 12,6 m/min a 4 mm sobre 3,3 m. La carga eléctrica conectada es de 18.620 kW, el pico de diseño de 15.374 kW, 17.015 kVA con FP de 0,904.
• Dos unidades YNd11 ONAN/ONAF de 20 MVA y 33/6,6 kV con 10,5% de impedancia: 42,5% cada una en paralelo, 85,1% en una sola unidad con el boosting limitado a 4 MW. Una única unidad de 40 MVA ahorra 84.000 USD de capital y convierte una falla del transformador en una parada del horno de 30 días.
• El boosting eléctrico cuesta 21,9 USD por GJ útil frente a 8,42 USD del gas — 2,6 veces — porque un horno regenerativo convierte el gas a aproximadamente 45%, mientras que un electrodo de boosting entrega el 95% de su energía a la masa fundida. 2,8 MW de boosting promedio cuestan 1,68 millones de USD al año en energía y desplazan 645.000 USD de gas; el neto de 1,03 millones de USD compra un 5% de demanda, por un valor de 2,2–3,3 millones de USD de contribución.
• Cuatro transformadores de boosting de 1.800 kVA y 6,6/0,42 kV con conmutador de tomas en carga mantienen el quinto armónico en 8 A; los mismos 6 MW entregados por tiristores de ángulo de fase al 63% de tensión inyectan 139 A, y la distorsión de demanda total en la barra de 6,6 kV pasa de 2,4% a 13,9% frente al 5,0% que permite IEEE 519-2014 con Isc/IL = 9,5.
• A 45 °C de ambiente, los transformadores deben estar dimensionados para 20 MVA a 50 °C, no a 40 °C, y el polvo de carbonato de sodio de la casa de mezclas obliga a IP54, un conservador sellado con diafragma, calefactores anticondensación de 200 W y un sistema de pintura C4 — partidas de especificación que cuestan 9.000 USD por unidad y evitan los dos modos de falla que realmente ocurren.

¿Qué consume realmente una línea de vidrio float de 600 t/d? El cuadro de cargas detrás de 17.015 kVA

El vidrio float es un proceso continuo con un perfil eléctrico plano, lo contrario del tren de laminación y del horno de arco que dominan la mayoría de los consejos sobre transformadores industriales. El horno funciona a demanda constante durante años; el baño de estaño, el lehr y el extremo frío funcionan a la velocidad de línea; la única carga grande variable es el boosting eléctrico, y aun así se controla a un punto de consigna en lugar de ciclarse. Por eso el cuadro de cargas se construye a partir de los accionamientos instalados y sus factores de demanda reales, no de un factor de coincidencia sobre un total de placa de características, y el resultado es una planta que se mantiene al 83% de su carga conectada durante 8.000 horas al año.

El lado del horno domina la carga auxiliar. Los ventiladores de aire de combustión y de gases de escape de un horno de 41 MW mueven aproximadamente 60.000 Nm³/h de aire de combustión y un volumen similar de gas de combustión a través de los regeneradores, y los ventiladores de inversión funcionan con un factor de demanda de 0,90 porque son la carga que no se puede desconectar. La atmósfera del baño de estaño es menor en kW pero no en consecuencias: una mezcla de nitrógeno-hidrógeno 95/5 a 8–12 mbar sobre el baño, generada in situ a unos 300 Nm³/h, protege la cinta de la oxidación entre la salida del baño a 600 °C y el lehr; la planta de nitrógeno, el suministro de hidrógeno y los calentadores del baño juntos suman 680 kW. El extremo frío — corte, rectificado de bordes, apilado, embalaje — son 1.680 kW de accionamientos y robots, pero funciona con un factor de demanda de 0,65 porque las líneas están enclavadas y nunca están todas a pleno par.

El lado reactivo es lo que fija los kVA. La carga de motores con un factor de potencia de 0,87 aporta 5.312 kvar; los transformadores de boosting, que ven una fusión resistiva, aportan 1.975 kvar a 0,95; el total de 7.287 kvar frente a 15.374 kW da 17.015 kVA y un factor de potencia de planta de 0,904. Ese número importa dos veces. Fija la potencia nominal del transformador y fija el tamaño del banco de filtros que la mitigación de armónicos necesita de todos modos, y por eso una planta de vidrio normalmente acaba en un factor de potencia de 0,98 sin comprar un solo condensador solo por el factor de potencia. El cálculo del coste total de propiedad de estas unidades debe partir de esta curva de duración de carga, no del total de placa de características, porque la planta opera a un 66% de carga media las 24 horas y el reparto de pérdidas entre pérdidas en vacío y pérdidas en carga lo decide ese 66%.

¿Por qué el horno, y no el transformador, fija el requisito de fiabilidad?

Pregunte qué ocurre cuando se abre la alimentación de 33 kV. En una acería de horno de arco, el interruptor se abre, el arco se apaga y la producción se reanuda en veinte minutos. En una planta de vidrio flotado la masa fundida se mantiene caliente gracias a los quemadores de gas, por lo que un corte de 30 minutos es superable; pero el baño de estaño es el problema, porque el vidrio a 1.100 °C flotando sobre estaño fundido a 8–12 mbar de atmósfera protectora no puede tolerar una pérdida de la atmósfera del baño ni de la refrigeración del baño, y el lehr no puede tolerar una parada con una cinta de 4 mm en su interior. Una cinta que se congela en el lehr se corta y se desecha, lo que cuesta un día. Un baño que se oxida cuesta una semana de vidrio contaminado y un cambio de estaño.

Esa asimetría, y no el precio del transformador, es lo que el diseño eléctrico tiene que resolver. Genera tres requisitos que una subestación industrial genérica no tendría.

• El bus crítico es el baño de estaño y el agua de refrigeración, no el horno. Los ventiladores de aire de combustión, las bombas de agua de refrigeración y la planta de N₂/H₂ — 3.851 kW de demanda entre ellos — se reparten entre las dos secciones de barra de 6,6 kV y están respaldados por un generador diésel de 2.000 kW con un panel AMF que cierra en menos de 10 segundos. El extremo frío deliberadamente no está en ese generador: 1.092 kW de corte y apilado pueden esperar.
• La indisponibilidad del transformador es un evento de reducción de la potencia de refuerzo, no una parada de la planta. Una unidad de 20 MVA soporta el 85,1% del pico de 15.374 kW, lo que está dentro de la potencia nominal, pero el grupo de refuerzo de 4 × 1.800 kVA está enclavado para reducir de 6.000 kW a 4.000 kW mientras la planta funciona con un solo transformador. Ese enclavamiento vale más que un tercer transformador, y la aritmética está en la siguiente sección.
• La campaña del horno define la lista de repuestos. Los pasatapas de MT, una unidad motriz del OLTC, los motores de los ventiladores, las juntas y un juego de transformadores de corriente de pasatapas se mantienen en planta, porque la alternativa a un repuesto de USD 6.000 es un flete aéreo de 5 días y 12.000 toneladas de producción perdida.

Pongamos una cifra al escenario negativo. Una reparación en frío de un horno de 600 t/d cuesta USD 15–25 millones y 4–6 meses; la contribución perdida es de 219.000 toneladas al año a USD 200–300 por tonelada, por lo que una indisponibilidad no planificada de 30 días cuesta USD 3,6–5,4 millones. Frente a eso, la diferencia entre un esquema de 2 × 20 MVA y un esquema único de 40 MVA es de USD 84.000. Este es el mismo argumento que lleva a una planta de cemento a comprar dos transformadores para un horno que no puede reiniciar, y es la razón por la que la decisión de redundancia en una planta de vidrio la toma el ingeniero de horno y el ingeniero eléctrico solo la valoriza.

¿Cuánto cuesta el refuerzo eléctrico y por qué es 2,6 veces el precio del gas por GJ útil?

El refuerzo eléctrico es la carga más incomprendida de la planta, porque parece una medida de eficiencia y no lo es. Un sistema de refuerzo hace pasar corriente entre electrodos de molibdeno sumergidos en el baño fundido, normalmente en el fondo del horno, y entrega aproximadamente el 95% de la energía eléctrica directamente al vidrio. Eso es mucho más eficiente que el propio horno, que convierte el gas a aproximadamente el 45% — 5,9 GJ de entrada para 2,65 GJ de energía teórica de fusión, y el resto sale en los gases de combustión a 450–500 °C después de los regeneradores. Así, un gigajulio de electricidad desplaza aproximadamente 2,1 GJ de gas, y los ingenieros que se detienen ahí concluyen que el refuerzo ahorra energía.

Pongámosle precio y la conclusión se invierte. A USD 0,075 por kWh, la electricidad cuesta 20,83 USD/GJ; con un 95% de eficiencia eso es 21,9 USD por GJ útil. El gas a USD 4 por MMBtu cuesta 3,79 USD/GJ, y con un 45% de eficiencia eso es 8,42 USD por GJ útil. El refuerzo es 2,6 veces más caro por unidad de calor entregada al vidrio, y siempre lo será allí donde el gas esté a USD 3–5 por MMBtu y la energía eléctrica a USD 0,06–0,09 por kWh. La planta lo compra de todos modos, y las razones son metalúrgicas más que eléctricas.

Vale la pena explicar qué significa un 5% de extracción: el refuerzo eleva la temperatura del vidrio en el fondo sin elevar la temperatura de la bóveda, lo que mejora el afinado, reduce los recuentos de semillas y ampollas, y permite que el mismo horno entregue más toneladas antes de alcanzar el límite de refinado. También controla el estado redox para los vidrios ámbar y verde, donde la alternativa es una química de mezcla diferente. En una planta que fabrica float claro, un 4–6% de extracción es la ganancia normal, y vale 2–3 veces lo que cuesta la electricidad. Lo que el refuerzo no hace es reducir la factura energética, y una especificación que justifique los transformadores de refuerzo por ahorro energético es errónea de una manera que se manifiesta en el primer año de operación.

Una consecuencia de diseño se deriva directamente. Dado que la carga es una variable de proceso controlada en lugar de un motor, los transformadores de elevación se dimensionan para un 1,1 pu continuo durante el calentamiento del horno, cuando la masa fundida en frío tiene baja resistencia y los electrodos funcionan a plena corriente con tensión reducida durante dos o tres días. Un transformador seleccionado solo con los 6.000 kW en régimen permanente quedará un 10% corto exactamente cuando la planta no tiene alternativa, que es la primera semana de una campaña.

¿Qué armónicos inyectan las plantas de vidrio y por qué el control de potencia por ángulo de fase es la respuesta equivocada?

Dos cargas generan armónicos en una planta de vidrio flotado, y se comportan de manera diferente. Los accionamientos de velocidad variable — dos compresores de 800 kW, cuatro bombas de agua de refrigeración, el extremo frío y la extracción de la línea de recubrimiento, unos 2.600 kW en total — son etapas de entrada de seis pulsos con bobinas de enlace de CC, por lo que producen un espectro estable de 30–38% de THD de corriente dominado por el quinto y el séptimo. Los transformadores de elevación son el caso difícil, porque la cantidad de corriente armónica que inyectan depende enteramente de cómo se controle la potencia.

El control por ángulo de fase con tiristores es la forma barata de variar la potencia de elevación, y es un generador de armónicos por construcción. Al 40% de potencia, el ángulo de disparo se sitúa cerca de 76°, la tensión es el 63% de la nominal, y una carga resistiva recortada en ese ángulo produce un quinto armónico de alrededor del 35% de la fundamental. En esta planta, 4 × 1.800 kVA al 63% de tensión significa una fundamental de 396 A a 6,6 kV y 139 A de quinto armónico — el 7,9% de la corriente base del transformador de 1.749 A, antes de contar los accionamientos. Sumando los accionamientos, la barra de 6,6 kV alcanza un 13,9% de distorsión de demanda total.

Ese número debe juzgarse contra el límite correcto, y aquí es donde fallan la mayoría de los estudios de armónicos en plantas de vidrio. La IEEE 519-2014 establece límites según la relación entre la corriente de cortocircuito y la corriente de carga en el punto de acoplamiento común. En la barra de 6,6 kV, 16.657 A de corriente de cortocircuito frente a 1.749 A de corriente de carga dan Isc/IL = 9,5, que cae en la banda más restrictiva: 4,0% para el quinto y el séptimo, 2,0% para el undécimo y el decimotercero, y 5,0% de distorsión de demanda total. El punto de acoplamiento común de 33 kV es mucho más permisivo con Isc/IL = 41, donde se aplican 7,0% y 8,0%. Un estudio que solo verifica la barra de 33 kV, por lo tanto, aprobará un diseño que está 2,8 veces por encima del límite en la barra donde realmente están los accionamientos.

La respuesta desde la especificación es eliminar el armónico en su origen en lugar de filtrarlo después: transformadores de elevación con cambiador de tomas en carga que avanza en pasos de tensión del 1,25%, combinados con conmutación por grupos de los cuatro pares de electrodos. Los pasos de tensión del 1,25% dan pasos de potencia del 2,5%, y cuatro grupos dan bloques gruesos del 25%, de modo que la planta obtiene 6.000 kW en 36 incrementos utilizables con corriente sinusoidal. El quinto armónico cae de 139 A a 8 A en los terminales del transformador, la barra de 6,6 kV se estabiliza en un 5,7% de TDD, y un filtro pasivo de tres ramas de 2,0 + 1,5 + 0,8 MVAr sintonizado a los armónicos 5.º, 7.º y 11.º lo lleva al 2,4% — dentro de cada límite individual con margen, y corrige el factor de potencia de 0,904 a 0,978 como efecto secundario.

El filtro no es opcional incluso con control por pasos de toma, porque los accionamientos por sí solos superan el límite del 4,0% para el quinto armónico con este Isc/IL. Pero su tamaño y costo cambian: 4,3 MVAr de ramas sintonizadas por USD 96.000, en lugar de un filtro activo de 6 MVAr por USD 310.000 o un esquema de elevación de 12 pulsos que necesitaría dos devanados de transformador adicionales y un par desfasador. La guía de armónicos cubre la aritmética del espectro; el punto específico del vidrio es que el método de control es una decisión de especificación que vale USD 200.000, y normalmente la toma el proveedor del horno antes de que el ingeniero eléctrico vea el diagrama unifilar.

¿Cómo se dimensionan los dos transformadores de 20 MVA y qué ocurre si uno queda fuera de servicio?

La cifra de kVA es 17.015, y la tentación es comprar 2 × 20 MVA y dar el asunto por resuelto. En realidad, el dimensionamiento tiene cuatro restricciones, y solo la primera es la de kVA.

Carga normal. 17.015 kVA repartidos entre dos unidades son 8.508 kVA cada una, el 42,5% de su capacidad nominal. Es inferior a la de la mayoría de las plantas, y deliberadamente así: una línea de flotación funciona al 83% de la carga conectada de forma continua, por lo que el 42,5% es un régimen continuo real, no un pico que pasa en diez minutos.

Carga con una sola unidad. Con un transformador fuera de servicio, el superviviente soporta 17.015 kVA, que es el 85,1% de 20 MVA — aceptable durante los días o semanas que tarda un reemplazo, pero solo si el derrateo por temperatura ambiente no se come el margen y solo si la carga de boost está limitada. Reducir el boost de 6.000 kW a 4.000 kW lleva la carga a 14.927 kVA, el 74,6%, lo que deja margen para los 45 °C de ambiente, la pérdida de un ventilador de refrigeración y una sobrecarga del 5% durante una reparación en frío.

Temperatura ambiente. Una unidad de 20 MVA nominal a 40 °C de ambiente soporta 18,6 MVA a 45 °C, un factor de aproximadamente 0,93 según las tablas de carga de la IEC 60076-7. Eso convierte la cifra del 85,1% con una sola unidad en un 91,5%, lo cual es demasiado ajustado para una planta que pretende funcionar con un solo transformador durante un mes. La solución no es un transformador más grande, sino un punto de consigna distinto: especificar 20 MVA a 50 °C de ambiente, lo que añade aproximadamente un 6% al hierro y al cobre y cuesta unos USD 14.000 por unidad. Esta es la decisión de fiabilidad más económica del proyecto, y es exactamente el tipo de cuestión de derrateo que se trata en la guía de derrateo por temperatura.

Ampliación futura. Un horno de 600 t/d suele diseñarse para llegar a 650–700 t/d tras su primera campaña, lo que requiere 8.000 kW de boost en lugar de 6.000 kW y lleva la carga a unos 19.500 kVA. En ese momento, la capacidad nominal ONAN de 20 MVA no es suficiente, pero el mismo transformador en ONAN/ONAF a 26 MVA sí lo es, y los ventiladores de refrigeración ya están especificados. Comprar la capacidad ONAF ahora cuesta USD 11.000 por unidad y aplaza un reemplazo de USD 464.000.

La opción de 3 × 12,5 MVA merece una frase porque es la que propondrá un ingeniero de fiabilidad. Sí mantiene el boost completo con una unidad fuera de servicio, lo cual es un beneficio operativo real durante una reparación en frío, cuando la planta quiere producir cada tonelada que pueda. Pero la probabilidad de que falle un segundo transformador durante la misma parada es de aproximadamente 1 entre 400 por evento con una tasa de fallo anual del 0,5%, y el esquema de 20 MVA ya mantiene las cargas críticas del baño de estaño y del agua de refrigeración sobre un generador. Los USD 76.000 compran un seguro contra un escenario que cuesta menos que el seguro.

¿Deberían ambos transformadores funcionar en paralelo al 42% de carga? El cruce de 11,4 MVA

Dos transformadores al 42,5% cada uno parecen candidatos a «hacer funcionar uno y mantener el otro como reserva». La aritmética de pérdidas dice que no, y el punto de cruce es fácil de calcular. Para un transformador con pérdidas en vacío P₀ y pérdidas de carga P_k, una unidad a carga S da P₀ + P_k(S/S_r)², mientras que dos unidades idénticas comparten la carga y dan 2P₀ + 0,5P_k(S/S_r)². El funcionamiento en paralelo gana cuando 2P₀ < 0,5P_k(S/S_r)², lo que para una unidad S11 de 20 MVA con P₀ = 15,5 kW y P_k = 96 kW significa (S/S_r)² > 0,323, o S > 11,4 MVA.

Esta planta alcanza un pico de 17,0 MVA, por lo que la operación en paralelo es el modo de menores pérdidas por un amplio margen: 65,7 kW de pérdida total en lugar de 85,0 kW en el pico, un ahorro de 19,3 kW que equivale a 154.400 kWh y USD 11.580 al año con 8.000 horas. La filosofía de reserva ahorraría 15,5 kW de pérdida en vacío y gastaría 34,7 kW de pérdida adicional en carga para lograrlo. La guía de operación en paralelo cubre las condiciones — mismo grupo vectorial, relación dentro del 0,5%, impedancia dentro del 7,5% — y el punto práctico aquí es que las dos unidades deben pedirse como un par emparejado con impedancias medidas dentro del 2,5% entre sí, porque una discrepancia de relación del 0,5% con una impedancia del 10,5% hace circular el 2,4% de la corriente nominal entre ellas de forma continua, lo que supone 42 A a 6,6 kV y una pérdida permanente de 3 kW.

Un número más decide el procedimiento operativo. Con una carga media del 66,4% de una unidad, la pérdida anual del par de transformadores es de 115,6 kW, es decir, 924.800 kWh y USD 69.360 al año. Eso representa el 0,9% de la factura eléctrica de la planta, lo suficientemente pequeño como para que la eficiencia del transformador sea una decisión secundaria en este emplazamiento — pero lo suficientemente grande como para que el grado deba evaluarse con honestidad. Actualizar ambas unidades de S11 a S13 ahorra 7.200 USD al año frente a 32.000 USD de capital adicional, una amortización de 4,4 años; los núcleos amorfos ahorran 9.840 USD al año frente a 64.000 USD, una amortización de 6,5 años. La comparación de grados de pérdidas explica por qué la clasificación se invierte a baja carga; aquí la planta opera a alta carga, por lo que domina la pérdida en carga y la prima por el núcleo amorfo no compensa.

¿Qué efecto tienen 45 °C de temperatura ambiente y el polvo de ceniza de sosa sobre la especificación?

La sala de transformadores de una planta de vidrio no es una sala eléctrica normal. El calor radiante del horno, el arca de recocido y los 41 MW de conductos de humos elevan la temperatura ambiente en la bahía exterior de transformadores a 45 °C en un día de 35 °C, y la casa de mezclas situada a 60 m produce un polvo fino, alcalino e higroscópico de ceniza de sosa, dolomita y caliza que encuentra cada junta con empaque que no esté realmente sellada. Ambas condiciones son habituales, y ambas se resuelven en la especificación por unos USD 9.000 por transformador.

• Punto de dimensionamiento. 20 MVA a 50 °C de ambiente, con una elevación de temperatura del aceite superior de 60 K y una elevación del devanado de 65 K, verificadas mediante un ensayo de tipo de elevación de temperatura a la temperatura ambiente especificada en lugar de por cálculo.
• Envolvente y pintura. IP54 con tapas con empaque en la caja de cables de 6,6 kV y el compartimento del OLTC, pintura C4-M de 240 µm para las unidades exteriores, herrajes galvanizados en caliente y placas de características de acero inoxidable, porque las placas pintadas desaparecen en dos campañas.
• Conservación del aceite. Un conservador sellado con diafragma o bolsa de membrana, no un respiradero de gel de sílice. Un respiradero en una planta de vidrio aspira polvo alcalino hacia el aceite, el desecante se convierte en pasta y el aceite absorbe humedad exactamente a la velocidad que la planta no puede detectar entre muestreos anuales.
• Anticondensación. Calentadores de 200 W en las cajas de cables de BT y AT, con control termostático, además de una junta de caja de bornes que esté realmente comprimida — la condensación en una caja de 6,6 kV tras una noche fría es la causa más común de un arco de primera energización en climas húmedos.
• Refrigeración. ONAN/ONAF con 2 × 50% ventiladores y conmutación de alimentación de ventiladores, de modo que el fallo de un solo ventilador cueste capacidad en lugar de un disparo. OFAF no es necesario a 20 MVA y añade una bomba que fallará antes que los ventiladores.
• Ruido. 72 dB(A) a 1 m, medido, porque las unidades están a 30 m de la sala de control del extremo frío y la planta tiene un límite de linde.

Dos de estos puntos merecen discutirse en la licitación. El dimensionamiento a 50 °C cuesta el 6% del precio del transformador y elimina un déficit del 8,5% en operación con una sola unidad, por lo que no es un detalle de especificación. La bolsa de membrana cuesta USD 3.500 por unidad y es la diferencia entre una vida útil del aceite de 30 años y una de 12 años en una planta polvorienta, razón por la cual el mismo elemento aparece en especificaciones de desalinización y cemento y casi nunca en una hoja de datos de propósito general.

¿Qué hay dentro de un transformador de refuerzo de 1.800 kVA, y por qué no es un transformador de distribución?

Cuatro unidades de 1.800 kVA a 6,6/0,42 kV parecen pequeños transformadores de distribución en el plano y no lo son en absoluto. Cada una alimenta un par de electrodos de molibdeno a través de una barra colectora que transporta 2.470 A a 420 V, y cada una está controlada por un cambiador de tomas en carga que opera varias veces por hora durante años. Las diferencias que importan son eléctricas, térmicas y mecánicas.

La elección de la impedancia es la que genera dudas. Un transformador de distribución al 6% daría 41.200 A en el electrodo, y la barra colectora, los portaelectrodos y el aislamiento de la carcasa del horno tendrían que estar dimensionados para ello. Al 8% la corriente es de 30.900 A, que sigue siendo una falla grande pero está dentro de la capacidad térmica de 2 s y dentro de la capacidad de cortocircuito de 50 kA del aparellaje de baja tensión que aísla un grupo defectuoso. Subir al 10% costaría más pérdidas en carga de lo que ahorra en aparellaje, porque el transformador funciona al 40–60% de carga durante 8.000 horas.

La componente de CC es el modo de falla que sorprende a la gente. Los electrodos se desgastan a ritmos diferentes, la resistencia del baño fundido se vuelve asimétrica y aparece una corriente de CC del 2–5% de la nominal en el devanado de BT. Son solo 50–125 A, pero satura el núcleo en medio ciclo, añade un flujo de CC que el diseño no previó y calienta el tanque y el acero estructural. La respuesta de diseño es una derivación magnética entre los devanados y un DCCT en la barra colectora de BT con alarma al 2% y disparo al 4%; la respuesta operativa es el ajuste de la posición de los electrodos en cada turno. Un transformador de elevación especificado sin ninguna de las dos fallará en la tercera o cuarta campaña, y parecerá una falla de aislamiento en lugar de un problema de polarización de CC.

La guía del transformador de horno de arco describe el otro extremo de la misma familia: 20–30% de impedancia, 20% de sobrecarga cíclica y un cambiador de tomas en vacío porque el régimen es violento. Un transformador de elevación es lo contrario — carga estable, baja impedancia, régimen suave — y comprar un diseño de horno de arco para un horno de vidrio es un error común y costoso en la dirección opuesta.

¿Qué necesita el aparellaje de 33 kV, la puesta a tierra y el esquema de protección?

El suministro es una única alimentación de 33 kV desde una fuente de 750 MVA con una relación X/R de 12, que da 13.120 A de corriente de cortocircuito en los bornes de entrada. En el lado de 6,6 kV, cada transformador de 20 MVA entrega 16.657 A y el par entrega 33.300 A, que con la contribución de los motores alcanza unos 36.000 A — por lo que el aparellaje de 6,6 kV se especifica a 40 kA durante 1 s, no a los 31,5 kA que usaría una planta más pequeña.

La disposición de puesta a tierra la decide el grupo de conexión del transformador. YNd11 pone un delta en el lado de 6,6 kV, por lo que el sistema de 6,6 kV queda sin puesta a tierra y una falla monofásica a tierra no produce corriente de falla — lo que suena atractivo hasta que aparece una segunda falla en otra fase y la falla entre fases resultante dispara la planta. La respuesta estándar es un transformador de puesta a tierra en zig-zag con una resistencia de 400 A, 10 s en cada sección de barra colectora de 6,6 kV, que da una corriente de falla a tierra limitada que el relé 51N puede detectar y coordinar. La guía del sistema de puesta a tierra cubre el lado de BT; la regla del lado de MT es que un sistema de 6,6 kV sin puesta a tierra en un proceso continuo no es una opción de diseño, es una parada latente.

• 33 kV: 36 kV nominal, 31.5 kA/3 s, vacío o SF₆, impulso tipo rayo de 170 kV, dos celdas de transformador más una celda de entrada y una de medición.
• Protección del transformador: diferencial sesgada 87T, falla a tierra restringida 87N, respaldo 51/51N, imagen térmica 49, Buchholz y presión súbita 63, temperatura de aceite y de devanado 26/49 con disparo a 105 °C, monitoreo de fuera de paso y de posición de toma del OLTC.
• 6.6 kV: 7.2 kV, 40 kA/1 s, impulso de 60 kV; 50/51 y 51N en cada alimentador, 87M en motores superiores a 1 MW, relé de arco eléctrico con interruptor de mantenimiento en las dos secciones de barra.
• Calidad de energía: un analizador clase A en cada sección de 6.6 kV, que registra armónicos, desequilibrio y huecos, porque la garantía de desempeño del filtro se mide contra él y porque los transformadores de refuerzo son el primer lugar donde un problema incipiente de electrodo se manifiesta eléctricamente.

Un requisito transitorio merece su propio párrafo: energizar un transformador de 20 MVA desde una fuente de 750 MVA produce una corriente de irrupción de 8 veces la nominal, 2,800 A a 33 kV, y una caída de tensión en la barra de 33 kV del 15–21% durante tres a seis ciclos. Eso es suficiente para disparar todos los VFD de la planta y provocar fallas de conmutación en los tiristores de refuerzo, lo que significa que un cambio de transformador durante una campaña puede detener el extremo frío aunque el transformador en sí esté sano. La guía de corriente de irrupción explica la física; la respuesta operativa aquí es un relé de conmutación controlada con cierre en punto de onda, a USD 18,000 por ambas celdas, o un enclavamiento que bloquee la energización mientras los accionamientos del extremo frío estén en marcha. El relé es más barato que un disparo falso.

¿Cuánto cuesta el paquete eléctrico y vale la pena hacer la evaluación de pérdidas?

El paquete para esta planta asciende a USD 1.54 millones a precios FOB chinos de 2025–2026, de los cuales los transformadores representan el 40%. Esa proporción es la razón por la que la evaluación de pérdidas importa menos aquí que en un centro de datos: los transformadores no son el costo dominante y la planta opera a alta carga, por lo que la pérdida de carga domina y la diferencia entre grados es de 4–7 años de retorno en lugar de 18 meses.

Para la evaluación de la licitación, los valores de capitalización de pérdidas se derivan del patrón de operación: 8,000 horas al año, una carga promedio del 66.4% de una unidad y USD 0.075 por kWh. La pérdida en vacío vale 600 USD/kW y la pérdida de carga a ese régimen vale 265 USD/kW. Con esos valores, las dos unidades S11 se evalúan en USD 69,480 de pérdida capitalizada, el par S13 en USD 62,200 y un par amorfo en USD 59,620 — una diferencia de USD 9,860 frente a una diferencia de capital de USD 64,000, por lo que el S11 o el S13 gana en costo total y el núcleo amorfo es la compra equivocada a este factor de carga. Equivocarse en la dirección opuesta es común: una especificación copiada de un centro de datos, donde la planta opera al 30–40% de carga y domina la pérdida en vacío, especificará núcleos amorfos para una planta de vidrio y añadirá USD 64,000 por un retorno de 6.5 años.

Dos términos comerciales valen más que la evaluación de pérdidas. Una garantía de pérdidas con una penalidad de 600 USD/kW por pérdida en vacío y 265 USD/kW por pérdida de carga, medida en la prueba de aceptación en fábrica, convierte una promesa en papel en un número. Y una cláusula de par apareado — impedancias medidas dentro del 2.5%, relaciones dentro del 0.25% — no cuesta nada en la etapa de pedido y evita la corriente circulante que de otro modo circularía durante toda la vida de la planta.

¿Qué deben contener la hoja de datos y las pruebas en fábrica?

La hoja de datos de una planta de vidrio es un documento estándar IEC 60076 con seis adiciones, y cada adición corresponde a una falla que ha ocurrido en una línea de flotación. Escríbalas como requisitos con números, no como notas.

• Potencia nominal a 50 °C de ambiente, con el ensayo de tipo de elevación de temperatura realizado a esa temperatura ambiente o corregido a ella según IEC 60076-2. Una potencia nominal a 40 °C es la predeterminada y se ofrecerá si la hoja de datos no indica lo contrario.
• Impedancia 10.5% ±5% y un valor medido reportado para cada unidad, con la pareja ajustada al 2.5%. IEC 60076-1 permite ±7.5% en la impedancia, lo cual es suficiente desajuste para importar en operación en paralelo.
• Factor de pérdidas armónicas y factor K 4 para los transformadores de refuerzo, además de una medición de pérdidas dispersas a 1.1 pu de corriente, porque estas unidades operan al 47% de carga con una corriente distorsionada durante años.
• Capacidad de polarización DC: derivación magnética, previsión para DCCT y un diseño que tolera un 5% de componente DC sin saturación del tanque ni calentamiento estructural.
• Conservador sellado con diafragma, cajas de cables con junta IP54, calentadores anticondensación de 200 W, pintura C4-M de 240 µm, placa de características de acero inoxidable.
• Ensayos de rutina según IEC 60076-1: relación, resistencia de devanados, impedancia y pérdidas de carga, pérdidas y corriente en vacío, tensión aplicada e inducida, resistencia de aislamiento y tangente delta. Ensayos de tipo: elevación de temperatura, impulso tipo rayo a 170 kV, nivel sonoro. Ensayos especiales: impedancia de secuencia cero, medición de pérdidas armónicas y una huella de análisis de respuesta en frecuencia para las unidades principal y de refuerzo, porque la línea base de FRA tomada en fábrica es la única forma fiable de detectar un movimiento de devanado tras una falla pasante en el sexto año.

La lista de verificación de inspección previa al envío y la lista de verificación de pruebas de puesta en marcha cubren el proceso; los puntos específicos para vidrio son la evidencia de la potencia nominal a 50 °C, el informe de impedancia de pareja ajustada, la revisión del diseño de polarización DC y las huellas de FRA. La guía de grupo vectorial explica por qué las unidades principales son YNd11 y las unidades de refuerzo Dyn11, y por qué mezclarlas en una planta es normal pero requiere el transformador de puesta a tierra en el lado de 6.6 kV.

Nada de esto es exótico. Una unidad de 33 kV, 20 MVA ONAN/ONAF con OLTC, una potencia nominal a 50 °C y un conservador sellado es una construcción estándar para una fábrica china que suministra a plantas de cemento, acero y vidrio en el Sudeste Asiático, Oriente Medio y África; el único punto que requiere una conversación de ingeniería real es el transformador de refuerzo con su servicio de OLTC, tolerancia a polarización DC y potencia nominal de calentamiento a 1.1 pu. QDTB suministra ambos tipos en el mismo pedido con informes de impedancia ajustada, que es la razón práctica para comprar los transformadores principal y de refuerzo de una sola fábrica en lugar de dos: el ajuste de pareja y las líneas base de FRA solo tienen sentido si el mismo banco de pruebas los produjo.

Sources / 资料来源

Fuente: IEC 60076-1:2011 — Transformadores de potencia: 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 cortocircuitos.
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: IEEE 519-2014 — Práctica recomendada y requisitos para el control de armónicos en sistemas de energía eléctrica, Tabla 2 límites de distorsión de corriente para 120 V–69 kV.
Fuente: IEEE C57.12.00-2021 y C57.12.90-2021 — Requisitos generales y código de ensayos para transformadores de distribución, potencia y regulación sumergidos en líquido.
Fuente: GB/T 6451-2015 — Parámetros técnicos y requisitos para transformadores de potencia trifásicos sumergidos en aceite.
Fuente: ISO 16293-1:2008 — Vidrio en la construcción: productos básicos de vidrio de silicato sódico-cálcico.
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: IEC 60071-1:2019 — Coordinación del aislamiento, definiciones, principios y reglas.
Fuente: IEC 62271-200:2021 — Aparamenta de alta tensión con envolvente metálica para tensiones asignadas superiores a 1 kV e inferiores o iguales a 52 kV.
Fuente: Experiencia del sector — consumo específico de energía de hornos de vidrio flotado de 5,5–6,5 GJ por tonelada de masa fundida para hornos regenerativos, 45–48% de eficiencia térmica frente a 2,6–2,7 GJ/t de energía teórica de fusión, 2015–2025.
Fuente: Experiencia del sector — calentamiento eléctrico por boosting al 10–20% de la energía de entrada del horno, 95% de transferencia de energía a la masa fundida y 4–6% de ganancia de extracción a temperatura de bóveda constante en líneas de vidrio flotado de 400–900 t/d.
Fuente: Experiencia del sector — contenido medido de quinto armónico del 30–40% de la fundamental al 60–65% de la tensión de salida en boosting controlado por ángulo de fase con tiristores, e inferior al 3% con control por grupos de tomas, a partir de estudios de armónicos en plantas de vidrio flotado puestas en marcha, 2018–2025.
Fuente: Experiencia del sector — rangos de precios de transformadores, aparamenta, filtros y generadores para paquetes eléctricos de plantas de vidrio, FOB China, 2025–2026.
Fuente: Experiencia del sector — tarifas eléctricas industriales de USD 0,06–0,09 por kWh y gas natural a USD 3–5 por MMBtu utilizados en los cálculos de boosting y pérdidas.
Fuente: Equipo de Ingeniería de QDTB — esquemas de carga, estudios de armónicos y especificaciones de transformadores para proyectos de vidrio flotado, vidrio de envase y fibra de vidrio en el Sudeste Asiático, Oriente Medio y África, 2019–2026.