Transformador para fundición de aluminio: cómo dimensionar seis rectificadores-transformadores y un suministro de 220 kV para una línea de cubas de 420 kA, y por qué el bus de CC determina el diseño

La respuesta primero: una línea de cubas de 420 kA es una carga de CC de 514 MW a 1.224 V, por lo que los rectificadores-transformadores y la barra colectora de CC — no la demanda de CA — deciden la subestación

Una línea de aluminio de 288 cubas que opera a 420 kA y 4,25 V por celda es una carga de CC de 514 MW a 1.224 V. Añada 45 MW de servicios auxiliares y la planta demanda 567 MW, 590 MVA con un factor de potencia de 0,96 — lo que equivale a dos alimentadores principales de 400 MVA y 220/33 kV al 74% cada uno. Pero nada en esa aritmética de CA le indica cómo comprar los transformadores que realmente importan. Seis rectificadores-transformadores de 87 MVA, cada uno entregando 70 kA a 1.224 V, deciden el diseño, y tres números en sus placas de características deciden si la línea de cubas opera: una impedancia del 8,5% (que fija la distribución de corriente a ±2% y la corriente de falla de la barra colectora de CC en aproximadamente 500 kA por grupo), un cambiador de tomas en carga al vacío con al menos 16 pasos (que fija el factor de potencia y la inyección de armónicos), y un devanado ensayado para pérdidas por corrientes parásitas construido según IEC 61378-1 en lugar de solo IEC 60076. Si acierta en esto, el paquete de transformadores cuesta USD 30–40 millones, aproximadamente el 4–5% de una fundición de 840 millones; puede reproducir los cálculos de CC y MVA con las calculadoras de sistemas de potencia. Si se equivoca, el modo de falla no es un transformador averiado — es una línea de cubas congelada, de cuatro a seis semanas de producción perdida y USD 20–40 millones en baño de descarte y celdas con ladrillo refractario rehecho.

Puntos clave

• Dimensione el banco de rectificadores en CC, no en CA: 288 cubas × 4,25 V = 1.224 V; 420 kA = 514 MW de CC; 45 MW de servicios auxiliares llevan la planta a 567 MW / 590 MVA.
• Seis rectificadores-transformadores de 87 MVA, no una sola unidad grande: 70 kA cada uno, 12 pulsos por grupo escalonados a 72 pulsos en total, y operación N-1 al 5/6 de la corriente en lugar de un disparo de la línea de cubas.
• Una impedancia del 8,5% es un compromiso triple: distribución de corriente entre grupos en paralelo, corriente de falla de la barra colectora de CC y consumo de potencia reactiva. Especifique la tolerancia de impedancia en ±2,5%, no en ±7,5%.
• Controle la tensión con el cambiador de tomas en carga primero y con el tiristor después — cada 1% de control por ángulo de fase por debajo de la tensión nominal cuesta aproximadamente un 0,6% de factor de potencia y añade armónicos.
• Una fundición es una carga de 590 MVA que debe sobrevivir a la pérdida de un alimentador principal de 400 MVA, por lo que el cumplimiento N-1 proviene de un protocolo contractual de reducción de corriente (a 285 kA en 15 minutos), no de sobredimensionar los alimentadores principales.

¿Qué carga eléctrica presenta realmente una línea de cubas de 420 kA?

La línea de cubas es un único circuito en serie. Cada cuba transporta los mismos 420 kA, y las tensiones se suman: 288 celdas a 4,25 V en promedio dan 1.224 V de CC de extremo a extremo. Ese es el número que debe producir el rectificador, y es una baja tensión en lo que respecta al aislamiento — 1,2 kV de CC — y una corriente enorme en lo que respecta a las barras colectoras, los rectificadores y la distribución de corriente.

De esto se derivan dos cosas de inmediato. Primero, 590 MVA es la carga única más grande que la mayoría de las redes conectará jamás a 220 kV, y es notablemente estable — una línea de cubas es una carga de corriente constante, no una carga de motor. Segundo, 14,8 kWh/kg significa que la electricidad representa aproximadamente el 40% del costo del metal, por lo que cada kilovatio de pérdida del transformador es una partida en el costo de caja de la fundición, y por eso el costo total de propiedad en lugar del precio de compra decide estas licitaciones. Es por eso que la evaluación de pérdidas en esta aplicación se realiza a USD 0,05–0,07 por kWh y 8.000–8.500 horas — la misma aritmética que la fórmula de dimensionamiento y presupuesto de transformadores, y por eso un transformador que es un 0,1% menos eficiente puede perder una licitación por un valor de USD 1,2 millones por unidad.

¿Por qué 4,25 V por celda y no 4,0 V? El equilibrio energético detrás del voltaje de CC

El voltaje de celda es un equilibrio entre energía y eficiencia de corriente. Aproximadamente 1,2 V es el potencial de descomposición reversible y no se puede eliminar; el resto es la caída óhmica en el baño, los ánodos, los cátodos y las barras colectoras. Reducir la distancia ánodo–cátodo disminuye la caída en el baño y ahorra energía, pero también aumenta la probabilidad de efectos anódicos y reduce la eficiencia de corriente. En la práctica, una fundición se estabiliza en 4,15–4,35 V, y cada 100 mV equivale a aproximadamente el 2,4% de la energía de CC. Para esta línea de cubas, pasar de 4,25 V a 4,15 V ahorra 4,5 MW — unos 39 GWh al año, o USD 2,3 millones a USD 0,06/kWh — sin cambiar un solo transformador. Por eso la conversación sobre el diseño eléctrico con una fundición siempre comienza con el voltaje de celda y la eficiencia de corriente, no con los kVA.

¿Por qué una línea de cubas de 420 kA utiliza seis grupos rectificadores en lugar de un solo rectificador grande?

Cuatro razones, y solo la primera tiene que ver con la fabricación. Un rectificador de 514 MW no existe; incluso si existiera, su corriente de falla en la barra de CC y su punto único de falla serían inaceptables.

Fabricación y transporte. Un transformador convertidor de 90 MVA y 33 kV pesa 110–130 t con aceite. Seis de ellos caben en el mismo envelope de transporte que una unidad de 540 MVA que no podría fabricarse, enviarse ni reemplazarse. La estrategia de unidad de repuesto también se vuelve práctica: una fundición mantiene un repuesto de 90 MVA en lugar de uno de 540 MVA.

Armónicos. Cada grupo es un rectificador de 12 pulsos (dos secundarios, uno en delta y uno en estrella). Seis grupos desfasados 5° entre sí dan una característica efectiva de 72 pulsos, desplazando el primer armónico característico del 11.º al 71.º — el mecanismo detrás de por qué las corrientes armónicas sobrecalientan los transformadores — y reduciendo el banco de filtros de 200 MVAr a 120 MVAr. El desfase se realiza en los devanados del transformador — secundarios en delta extendida o zig-zag — por lo que es un elemento de especificación, no un ajuste del rectificador.

Corriente de falla en la barra de CC. La barra colectora de la línea de cubas es un conductor de aluminio de 420 kA que recorre toda la longitud de una sala de cubas de 1 km. Un cortocircuito en cualquier punto de ella es alimentado por todos los grupos rectificadores a la vez. La corriente prospectiva de un grupo de 90 MVA con 8,5% de impedancia es de aproximadamente 500 kA; seis grupos dan una falla de barra en el orden de 2–3 MA, limitada por la impedancia de la barra colectora y despejada mediante el disparo de los seis interruptores de CA. Seis seccionadores de CC individuales y seis interruptores de CA es la única disposición que permite aislar un grupo para mantenimiento mientras la línea de cubas sigue operando.

N-1 a corriente reducida. Perder un grupo hace que la línea de cubas caiga de 420 kA a 350 kA en lugar de a cero. Las celdas de aluminio toleran corriente reducida durante días; no toleran un circuito abierto. Esa única propiedad — operación 5/6 — vale más que los costos adicionales de aparamenta, porque una parada de la línea de cubas se mide en semanas.

¿Cuánto desequilibrio de corriente pueden tolerar los grupos rectificadores en paralelo?

La distribución de corriente entre grupos está determinada casi por completo por el desajuste de impedancia, y es la misma física que rige cualquier operación de transformadores en paralelo. A 420 kA totales, un grupo que transporta un 5% más de su cuota opera un 5% más caliente en el devanado y un 10% más caliente en las pérdidas por corrientes parásitas, y su aislamiento envejece a aproximadamente el doble de velocidad. La relación es casi lineal y es brutal:

Esta es la frase más importante en una orden de compra de rectiformadores: tolerancia de impedancia ±2,5% respecto a la media del banco, medida en la toma que se utilizará para carga base. IEC 60076-1 permite ±7,5% sobre el valor declarado para una unidad individual, y un proveedor que cotiza con esa tolerancia cumple con la norma y es inútil para un banco de seis unidades. La misma lógica se aplica a la tolerancia de relación (±0,25%) y a los secundarios dentro de una misma unidad, donde un desajuste del 1% entre los devanados en delta y en estrella se convierte en un desequilibrio del puente de 12 pulsos y en una componente de 6.º armónico para la que ningún filtro está diseñado.

¿Qué sucede cuando un grupo dispara — y por qué no detiene la línea de cubas?

A 420 kA, la tensión de la línea de cubas es de 1.224 V. Si se pierde uno de los seis grupos, la tensión de CC cae hacia 1.020 V mientras las cubas, aún llenas de baño fundido a 960 °C, siguen conduciendo. Los cinco grupos restantes asumen la corriente en 20–50 ms; el sistema de regulación de corriente mantiene entonces 350 kA y la línea de cubas continúa, más caliente en el cátodo y menos eficiente, hasta que se restablece el grupo. La vida del revestimiento catódico se consume más rápido a menor corriente porque el perfil de congelación de la pared lateral se desplaza, y por eso una fundición restablece el grupo en cuestión de horas y por lo que un rectiformador de reserva en planta importa más que un transformador principal de reserva.

El escenario que nunca debe ocurrir es la pérdida de todos los grupos, o un circuito abierto de CC. Por debajo de unos 200 kA el baño empieza a congelarse contra las paredes laterales; tras 4–6 horas las cubas están sólidas y el rearranque se convierte en un proyecto mecánico: excavar el baño congelado, volver a ladrillar, rearrancar cuba por cuba durante 30–45 días. Esa asimetría — 5/6 es superable, 0/6 no lo es — es la razón por la que la disposición del rectificador, la conexión de 220 kV y el esquema de protección se diseñan juntos y no por separado.

¿Cómo se especifica un transformador rectificador para una línea de cubas de 420 kA?

Un rectiformador no es un transformador de distribución con un tanque más grande. Está definido por la IEC 61378-1, soporta un régimen de convertidor que la IEC 60076-1 no describe, y sus pérdidas de carga deben medirse y garantizarse para una corriente no sinusoidal. La hoja de especificaciones siguiente es la que produce ofertas comparables.

¿Por qué debe el cambiador de tomas en carga controlar la tensión y el tiristor solo ajustarla?

Un rectificador conmutado por línea tiene dos formas de reducir la tensión de CC: reducir la tensión de CA con un cambiador de tomas, o retrasar el ángulo de disparo. La primera es casi sin pérdidas y mantiene la corriente en fase con la tensión. La segunda no es ninguna de las dos cosas. El disparo con un ángulo α absorbe corriente con un ángulo de desplazamiento de aproximadamente α/2 más el solapamiento de conmutación, y cada 1% de control del ángulo de fase por debajo de la tensión nominal cuesta alrededor de 0,6% de factor de potencia e inyecta armónicos de bajo orden adicionales para los que el banco de filtros no estaba dimensionado.

Por tanto, la especificación debería decir: control grueso en escalones de toma de ±1,25%, control fino en el tiristor solo para ±2%, y el cambiador de tomas dimensionado para 300.000 operaciones con interruptor de vacío en aceite. Las fundiciones mueven las tomas constantemente — los cambios de ánodo desplazan la tensión de cuba en 20–40 mV, las cubas se desconectan y se revisten, la corriente de línea se rampa a 5 kA/h durante el arranque — y un cambiador de tomas sin tensión simplemente no puede usarse en esta carga — el compromiso general se expone en cambiadores de tomas en carga frente a sin carga.

¿Por qué es 8,5% de impedancia el valor correcto?

La impedancia en un rectificador-transformador cumple tres funciones a la vez y estas tiran en direcciones opuestas. Limita la contribución a la falla del bus de CC, establece la reactancia de conmutación que determina el ángulo de solapamiento y el consumo reactivo, y define cuánta regulación de tensión se puede obtener con las tomas. La tabla muestra el compromiso a 90 MVA:

Con 8,5%, un grupo contribuye con aproximadamente 500 kA a una falla del bus de CC — una cifra que debe quedar escrita en la especificación de fusibles y disyuntores del rectificador, en el arriostramiento de las barras colectoras y en el estudio de arco eléctrico; el método es el mismo que se usa en cálculo de corriente de cortocircuito del transformador. También significa que el banco consume aproximadamente 62 MVAr por grupo, 165 MVAr en total para 567 MW, lo cual determina el dimensionamiento del banco de filtros. Si se reduce la impedancia para ganar eficiencia, la ganancia se gasta tres veces en aparamenta de maniobra, fusibles y filtros.

¿Qué más difiere de un transformador de distribución? Los aspectos propios del servicio de convertidor

Hay tres aspectos que los proveedores con experiencia en unidades de distribución suelen pasar por alto. Primero, la medición de pérdidas: la IEC 61378-1 exige que la pérdida de carga se garantice y se mida con una forma de onda de corriente representativa del servicio del convertidor, incluido el factor de pérdida por armónicos — un transformador que cumple 320 kW en la prueba sinusoidal puede disipar 380 kW en servicio. Segundo, el aislamiento bajo pulsos repetitivos: el devanado de BT ve muescas de conmutación varios cientos de veces por ciclo, y un aislamiento entre espiras que supera un impulso de 1,2/50 µs aún puede fallar en cinco años si no se especifica el requisito de onda cortada y pulso repetitivo. Tercero, la electrificación del flujo de aceite y la carga estática: la refrigeración por aceite forzado a alta velocidad de flujo en unidades grandes genera carga estática; la especificación debe exigir que el tanque y las tuberías estén puestos a tierra y que se limite la velocidad del flujo de aceite, que es el requisito que distingue a un transformador de convertidor de un transformador de potencia de la misma potencia nominal.

¿Cuánta distorsión armónica inyecta una cuba de 420 kA?

Un grupo de 12 pulsos produce armónicos característicos de orden 12k ± 1: el 11.º, 13.º, 23.º, 25.º y así sucesivamente, con amplitudes de aproximadamente 1/h de la fundamental. Seis grupos desfasados 5° cancelan la mayor parte de estos, dejando un residual dominado por el 5.º y el 7.º por la saturación del transformador y por el 11.º/13.º por el desfase imperfecto. En el punto de acoplamiento común de 220 kV, la IEEE 519 permite una distorsión total de demanda del 1,5% para una planta de este tamaño; una cuba sin filtrado llega al 8–14%.

Observe la forma del problema: el desfase hace la mayor parte del trabajo, y los filtros limpian el residual además de suministrar potencia reactiva. Por eso el banco de filtros se especifica en MVAr, no en amperios — su función principal en una fundición es el factor de potencia, y la atenuación de armónicos es el segundo beneficio. Dos bancos de filtros tipo C de 60 MVAr en el bus de 33 kV suministran 120 MVAr de los 165 MVAr que necesitan los rectificadores; la red de 220 kV ve aproximadamente 45 MVAr, muy dentro del requisito de 0,95 pf que imponen la mayoría de los operadores de transmisión.

¿Por qué los filtros están en el bus de 33 kV y no en 220 kV?

Costo y conmutación. Un banco de filtros de 60 MVAr a 33 kV es una instalación de condensadores convencional, reparable y ensamblada en sitio; los mismos MVAr a 220 kV requieren una plataforma totalmente aislada, aparamenta de 220 kV y una huella mucho mayor. Colocar los filtros a 33 kV también los sitúa eléctricamente cerca de los rectificadores, de modo que las corrientes armónicas circulan localmente y nunca llegan a los transformadores principales, cuyas pérdidas por corrientes parásitas de otro modo aumentarían. Los transformadores principales ven entonces una carga con factor de potencia 0,99 y transportan entre un 5–8% menos de corriente para los mismos MW — lo que equivale a unos 4 MW de pérdidas entre ambos transformadores principales, o USD 2 millones al año a los precios de la energía de una fundición.

¿Cómo se dimensionan los transformadores principales de 220/33 kV para N-1 en una fundición?

La demanda total es de 590 MVA. Dos transformadores principales de 400 MVA y 220/33 kV transportan cada uno 295 MVA, con un 74% de carga. Si se pierde uno, el superviviente afronta el 148% — un transformador que no soportará el 148% más que unos minutos, y una línea de cubas que no puede simplemente desconectarse. La respuesta del sector no es una tercera unidad de 400 MVA; es un protocolo contractual y operativo de reducción de corriente respaldado por la capacidad de sobrecarga del transformador.

La aritmética: 400 MVA con fp 0,96 son 384 MW. Los servicios auxiliares son 45 MW y no pueden desconectarse. Los rectificadores reciben por tanto 339 MW, que a 1.224 V y un 98,5% de eficiencia del rectificador son 275 kA — el 65% de la corriente de línea. Una línea de cubas a 275 kA es incómoda pero estable durante días: la temperatura del baño cae unos grados, la eficiencia de corriente baja dos puntos y las cubas permanecen fundidas. Reducir de 420 kA a 275 kA a la velocidad de rampa máxima de 5 kA/h lleva 29 horas, razón por la cual el protocolo se redacta como un plan por etapas (420 → 380 kA en 1 hora mediante supresión del efecto anódico, → 320 kA en 8 horas, → 275 kA en 30 horas) y por la que los transformadores principales se especifican para una sobrecarga continua del 130% con refrigeración forzada y del 150% durante 30 minutos.

¿Por qué sobredimensionar los transformadores principales es la respuesta equivocada?

Tres transformadores principales de 400 MVA darían un verdadero N-1 a plena corriente, y costarían unos USD 6 millones más, ocuparían una tercera bahía y añadirían aproximadamente 180 kW de pérdidas en vacío cada uno — 1,6 GWh al año por la tercera unidad, USD 95.000 al año para siempre, por un escenario que ocurre una vez cada cinco a diez años. Peor aún, un tercer transformador principal no resuelve el caso que realmente sucede: la pérdida de la línea de 220 kV que alimenta a dos de los tres. Por ello, las fundiciones invierten en aquello que reduce la probabilidad y la duración de las interrupciones: líneas de 220 kV duales en torres separadas, aparamenta de 220 kV aislada en gas, DGA en línea en cada transformador principal y rectificador, y un rectificador de reserva de 90 MVA en sitio. Ese paquete cuesta menos que el tercer transformador principal y aborda tanto la interrupción de la línea como la del transformador.

¿Cuánto cuesta una interrupción de una línea de cubas y cómo cambia la especificación del transformador?

Una línea de cubas que pierde corriente durante más de 4–6 horas se congela. El baño se solidifica contra las paredes laterales, el lecho de metal se contrae, y reiniciar significa excavar 288 cubas, sustituir los bloques de cátodo y el revestimiento lateral, y rearrancar a 50–100 kA con una rampa lenta — 30–45 días y USD 20–40 millones, más la producción perdida de 336.000 t/año dividida entre doce. Frente a esa cifra, el monitoreo de condición en un transformador de USD 1,3 millones es gratis.

Las consecuencias para la especificación son concretas: análisis de gases disueltos en línea en cada rectificador (las tendencias de hidrógeno y acetileno detectan un punto caliente semanas antes de la falla), temperatura de devanado por fibra óptica en lugar de punto caliente calculado, conteo de operaciones del OLTC y monitoreo de la corriente del motor, y un esquema de protección diferencial de barras que dispare los seis interruptores de CA en menos de 80 ms; la filosofía de protección se resume en dispositivos de protección de transformadores. En los transformadores principales, el requisito es una conexión de 220 kV que pueda transferirse entre barras colectoras sin desconectar la línea de cubas, lo que significa que el lado de 33 kV está diseñado para una transferencia make-before-break y que el control del rectificador puede soportar una caída de tensión de 300 ms sin perder la regulación de corriente.

¿Con qué frecuencia se mueve realmente el cambiador de tomas?

Más de lo que la mayoría de las especificaciones suponen. Una línea de cubas de 420 kA deriva 30–60 V al día a medida que se cambian los ánodos y se desconectan cubas; el lazo de regulación de corriente mantiene los 420 kA moviendo el tap un escalón de 1,25% cada vez, lo que a 1.224 V son 15 V por escalón. Añádanse las rampas de arranque, la supresión del efecto anódico y el seguimiento de carga nocturno cuando la fundición tiene un contrato de suministro interrumpible, y 30–60 operaciones al día es normal — 20.000 al año, 300.000 a lo largo de una vida útil del transformador de 15 años. Un OLTC de vacío dimensionado para 300.000 operaciones es, por tanto, un componente para toda la vida del activo, no un accesorio, y su modo de falla (un tap agarrotado) solo es gestionable si el rectificador aún puede regular ±2% en el tiristor. Esa es la razón por la que existe el requisito de control fino.

¿Cómo se dimensiona la subestación auxiliar?

Cuarenta y cinco megavatios de servicios auxiliares parecen poco frente a una línea de cubas de 514 MW, y es la parte de la planta que detiene la producción cuando falla. Perder un ventilador en el tratamiento de gases significa que las cubas deben cubrirse y reducir la corriente; perder un horno de mantenimiento en la fundición significa que el metal se acumula en las cubas.

El paquete auxiliar son dos transformadores de 25 MVA 33/11 kV al 90% cada uno, con barra partida para que uno pueda mantenerse, más transformadores de distribución de 11/0,4 kV de 1.000–2.500 kVA en todas las salas de cubas y la fundición. Dado que la mayor parte de la carga auxiliar son ventiladores y compresores accionados por VFD, las unidades de 0,4 kV deben ser de clase K o alimentarse a través de frentes activos — el problema de armónicos en una fundición no está solo en los rectificadores, que es donde aplica la selección de transformadores de clase K.

¿Dónde corresponde la resina fundida en una fundición y dónde no?

La resina fundida corresponde en interiores, en las salas de interruptores de la línea de cubas y en la fundición, donde un incendio de aceite mineral junto a metal a 960 °C es inaceptable y donde las unidades de 11/0,4 kV son pequeñas. No corresponde a 33 kV y 25 MVA: un transformador de resina fundida de 25 MVA está en el límite superior de la gama de tipo seco — el límite se analiza en transformadores sumergidos en aceite frente a tipo seco — y cuesta entre un 40 y un 60% más que una unidad sumergida en aceite, y necesita un sistema de aislamiento clase F con una elevación de 100 K para mantenerse dentro de un marco razonable. La disposición estándar es unidades exteriores sumergidas en aceite de 33/11 kV con separación por muro cortafuegos y una reactancia de acoplamiento de barras del 6%, y resina fundida desde 11 kV hacia abajo.

¿Qué exige la propia barra de CC al conjunto de transformador y rectificador?

La barra colectora de 420 kA es la parte de la planta que más a menudo sorprende a un proveedor de transformadores. Es de aluminio, refrigerada por agua en el extremo del rectificador, y transporta una corriente que produce una falla prospectiva de 2–3 MA si alguna vez se cortocircuita. De ello se derivan tres requisitos.

Despeje de fallas en decenas de milisegundos. La propia protección del rectificador debe detectar una sobrecorriente de CC y disparar el interruptor de CA en menos de 80 ms; el transformador debe soportar las fuerzas electromagnéticas resultantes, por lo que el devanado se especifica con conductor transpuesto continuamente y una prueba de cortocircuito a la impedancia real del banco en lugar de una prueba genérica de 25 kA.

Detección de falla a tierra en un sistema de CC no puesto a tierra. La línea de cubas no está puesta a tierra — una sola falla a tierra no debe detener 514 MW. Se requieren tanto la monitorización de aislamiento en la barra de CC como un devanado de BT del transformador aislado para la tensión completa de CC a tierra (1,2 kV CC más transitorios). Los proveedores que tratan la BT como un devanado de distribución de 690 V fallan esta prueba en el primer año.

Ruido de modo común. La conmutación del rectificador produce tensiones de modo común que viajan de vuelta a través de la capacitancia del transformador hacia el sistema de 33 kV y la electrónica de control. La pantalla electrostática especificada anteriormente es lo que lo detiene; sin la pantalla, la propia electrónica de regulación de corriente del rectificador se convierte en la mayor fuente de disparos molestos en la planta.

¿Qué pérdidas debería capitalizar a 8.000 horas al año?

Una fundición opera 8.500 horas al año con una disponibilidad del 96–98%, por lo que la capitalización de pérdidas no es una formalidad de licitación. En este banco:

Con más de 20 años al 6% de descuento, USD 1,05 millones al año equivalen a un valor presente de aproximadamente USD 12 millones — más o menos el precio de compra de los seis transformadores. Por eso, en una evaluación de ofertas en una fundición, las pérdidas ponderan entre el 30–40% de la puntuación, y por eso cotizar 340 kW en lugar de 320 kW de pérdidas de carga puede hacer perder un pedido incluso a un precio inferior. También es la razón por la que la pérdida debe garantizarse en servicio con convertidor: un proveedor que garantiza 320 kW en una prueba sinusoidal y entrega 380 kW con carga de rectificador le ha dado a la fundición una sorpresa de USD 320.000 al año que ninguna cláusula de garantía cubrirá.

¿Conviene comprar un transformador principal más eficiente en lugar de un tercero?

Sí. Los dos transformadores principales de 400 MVA con 180 kW de pérdidas en vacío y 900 kW de pérdidas de carga cada uno cuestan aproximadamente USD 1,1 millones al año en pérdidas. Pasar de un núcleo convencional de grano orientado a un núcleo de alta calidad o amorfo en unidades de este tamaño no es práctico, pero especificar el diseño económico de mínimas pérdidas y evaluar a USD 0,06/kWh normalmente recupera un 15–20% de las pérdidas por un 3–4% del precio. En una unidad de 400 MVA, 150 kW de pérdidas de carga ahorradas son USD 72.000 al año, con un retorno de la inversión inferior a dos años.

¿Qué debe contener la hoja de especificaciones del transformador?

Catorce puntos, en el orden que decide la oferta:

¿Cuáles son los cinco errores de especificación que más cuestan?

1. Tolerancia de impedancia cotizada según IEC 60076-1 (±7,5%). Seis unidades de tres fábricas, o incluso de una sola fábrica con la dispersión normal de fabricación, no repartirán la corriente. El síntoma aparece en el segundo año como una unidad que funciona 12 K más caliente que sus vecinas; la solución es un rebobinado o un límite de corriente permanente en el banco.

2. Pérdidas medidas con corriente sinusoidal. El servicio con convertidor añade un 15–20% a las pérdidas de carga en el devanado y más en las partes estructurales. Una garantía que indica 320 kW sin especificar el espectro no es una garantía.

3. Sin pantalla electrostática. Ahorra alrededor del 1,5% del precio y provoca años de disparos inexplicables en el control del rectificador y ruido de modo común a 33 kV que nadie puede rastrear.

4. Control de tensión solo con tiristores. Más barato por el coste de un OLTC, y sacrifica un 1–2% de factor de potencia y un banco de filtros dimensionado para armónicos que el cambiador de tomas habría evitado. A 567 MW, un 1% de factor de potencia son USD 300.000 al año en cargos por reactiva con muchas tarifas.

5. Nivel de cortocircuito estándar de transformador de distribución. La falta en la barra de CC es de 500 kA por grupo y de 2–3 MA en total; un devanado diseñado y ensayado al nivel genérico de IEC se deformará en la primera falta real, y la deformación será invisible hasta que el DGA muestre acetileno dos años después.

¿Cómo se pone en servicio un rectiformador sin someter a esfuerzo la línea de cubas?

La puesta en servicio se realiza antes de arrancar la línea de cubas, por lo que el banco se ensaya contra un reóstato de agua o una barra de cortocircuito con corriente escalonada: 10%, 25%, 50%, 75% y 100% de la corriente CC nominal, manteniendo cada escalón el tiempo necesario para estabilizar la temperatura del devanado. Las pruebas que importan son las que revelan un problema del banco y no de una unidad.

La prueba de reparto es la que hay que exigir tanto en fábrica como en sitio, porque es la única prueba que demuestra el banco y no la unidad. Un proveedor puede cumplir cada garantía individual y aun así entregar seis transformadores que no funcionan en paralelo, y el retrabajo se hace en la sala de cubas, en altura, en una atmósfera con fluoruros, con la línea de cubas esperando.

Sources / 资料来源

Fuente: IEC 61378-1 — Transformadores para convertidores, Parte 1: Transformadores para aplicaciones industriales.
Fuente: IEC 60146-1-1 — Convertidores semiconductores: requisitos generales y convertidores conmutados por línea.
Fuente: IEC 60076-1 — Transformadores de potencia: generalidades.
Fuente: IEC 60076-2 — Transformadores de potencia: elevación de temperatura para transformadores sumergidos en líquido.
Fuente: IEC 60076-3 — Transformadores de potencia: niveles de aislamiento, ensayos dieléctricos y distancias de aislamiento externas en aire.
Fuente: IEC 60076-5 — Transformadores de potencia: capacidad para soportar cortocircuitos.
Fuente: IEC 60076-7 — Transformadores de potencia: guía de carga para transformadores de potencia sumergidos en aceite mineral.
Fuente: IEC 60076-11 — Transformadores de potencia: transformadores de tipo seco.
Fuente: IEEE 519 — Práctica recomendada y requisitos para el control de armónicos en sistemas eléctricos de potencia.
Fuente: IEC 61936-1 — Instalaciones de potencia superiores a 1 kV en CA y 1,5 kV en CC: reglas comunes.
Fuente: GB/T 6451 — Parámetros técnicos y requisitos para transformadores de potencia trifásicos sumergidos en aceite.
Fuente: QDTB Engineering Team — suministro de transformadores sumergidos en aceite y de resina colada a proyectos de metales, industriales y de infraestructura, 2015–2025 (las tensiones de celda, factores de demanda, dispersiones de impedancia, tasas de capitalización de pérdidas, bandas de precio y plazos de entrega aquí citados son valores de experiencia del sector, no normas publicadas).