Debido a las pérdidas que se producen en los bobinados por el efecto Joule y en el hierro por histéresis y por corrientes de Foucault, el transformador de distribución deberá soportar todas las pérdidas mas la potencia nominal para la que ha sido proyectado.
En la práctica, un transformador en vacío conectado a una red eléctrica presenta perdidas eléctricas y magnéticas, solo por estar energizado.
Las bobinas de los transformadores ofrecen una determinada resistencia al paso de la corriente eléctrica, provocando una caída de tensión que se deberá tener en cuenta en ambos bobinados. Lo anterior se puede ver en un transformador de 3000kVA que tiene un voltaje secundario de 500V en vacío y 480V con carga, este fenómeno se debe tener presente al realizar diseños que están por etapas y que inicialmente tendrán descargado el transformador con un voltaje «alto», sin embargo se puede corregir cambiando los «taps» del transformador en las primeras etapas para compensar lo descargado que pueda estar.
La pérdida de transformación de un transformador de distribución se divide en pérdida de cobre y pérdida de hierro. La pérdida de cobre son generalmente de entre el 0,5%, mientras que la pérdida en el hierro es generalmente de alrededor de 5 al 7%.
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En un transformador de distribución se producen las siguientes perdidas
- Pérdidas por corriente de Foucault (PF)
- Pérdidas por histéresis (PH)
- Pérdidas en el cobre del bobinado (Pcu)
Las perdidas por corrientes de Foucault (PF) y por histéresis (PH) son las llamadas pérdidas en el hierro (PFe ) o perdidas sin carga (Vacío) (Po), estas son fijas, mientras que las perdidas en el cobre (Pcu) son llamadas también perdidas con carga (Pc), son perdidas variables.
Son muchas las ecuaciones que se requieren para el calculo de las perdidas en los transformadores de distribución y estas a su vez tienen variables y datos que dependen particularmente de cada fabricante.
Normalmente estas perdidas ya están calculadas por los fabricantes por ello en este articulo nos enfocaremos en los limites de perdidas de varias normas y complementaremos la información con el calculo de perdidas que no ofrecen los fabricantes como perdidas por armónicos y factor de potencia.
Tener presente que las normas actuales se enfocan en la eficiencia del transformador de distribución en lugar de sus perdidas.
Perdidas establecidas en la norma NTC 3445-2008 para transformadores secos trifásicos
Estas normas se pueden usar como referencia de diseño para asegurar que los transformadores instalados cumplan con las perdidas de norma requeridas. Si se disminuye las perdidas se mejora la eficiencia del transformador por ello este debe ser el limite máximo de perdidas de los transformadores diseñados.
Perdidas máximas para transformadores secos trifásicos norma NTC 3445-2008
Esta norma establece los valores máximos declarados permisibles de corriente sin carga (lo), pérdidas sin carga (Po), pérdidas totales (Pt) y tensión de cortocircuito Uz, para
transformadores trifásicos autorrefrigerados, tipo seco abiertos y encapsulados en resina.
Se aplica a transformadores de 15 kVA a 2 000 kVA, serie AT < 15 kV, serie BT < 1,2kV; de 10kVA a 1 000 kVA, serie AT < 1,2kV, serie BT <1.2kV.
Tabla 0 y 0.1 Valores máximos de perdidas para transformadores trifásicos secos (Po y Pt)
Los voltajes que se muestran en las anteriores tablas son los máximos que deberán tener los transformadores secos para cumplir con las perdidas establecidas en esta norma. Un ejemplo de un transformador seco clase H de 225kVA trifásico Voltaje primario 13.2kV, voltaje secundario 480V, para este transformador se deberá usar la tabla 0. (Pt=4.483W).
Perdidas establecidas en la norma NTC 818 para transformadores en aceite monofásicos y NTC 819 para transformadores en aceite trifásicos
Perdidas máximas para transformadores en aceite monofásicos norma NTC818
Esta norma establece los valores máximos declarados, admisibles, de corriente sin carga (lo), pérdidas sin carga (Po), pérdidas con carga (Pc), y tensión de cortocircuito referidas a 85 %C
(Uz), para transformadores monofásicos autorrefrigerados y sumergidos en líquido refrigerante.
a) Desde 5 kVA hasta 167,5 kVA con tensión de serie de M.T. menor o igual a 15 kV y tensión de serie de B.T. menor o igual a 1,2 kV,
b) Desde 25 kVA hasta 167,5 kVA, tensión de serie de M.T. mayor a 15 kV pero menor o igual a 34,5 kV y tensión de serie de B.T. menor o igual a 1,2 kV.
Tabla 1. Valores máximos de perdidas para transformadores monofásicos en aceite 15kV (Primario) /1.2kV (Secundario)
Tabla 2. Valores máximos de perdidas para transformadores monofásicos en aceite 15kV – 34.5kV (Primario) /1.2kV (Secundario)
Los voltajes que se muestran en las anteriores tablas son los máximos que deberán tener los transformadores para cumplir con las perdidas establecidas en cada norma. Un ejemplo de un transformador en aceite es 50kVA monofásico Voltaje primario 13.2kV, voltaje secundario 480V, para este transformador se deberá usar la tabla 1. (Po=160W+Pc=510W, en total=670W).
Perdidas máximas para transformadores en aceite trifásicos norma NTC819
Esta norma establece los valores máximos declarados admisibles de corriente sin carga (lo), pérdidas sin carga (Po), pérdidas con carga (Pc) y tensión de cortocircuito, a 85 *C (Uz)
para transformadores trifásicos autorrefrigerados y sumergidos en líquido refrigerante.
a) Desde 15 kVA hasta 3.750 KVA, con tensión serie M.T. menor o igual a 15 kV y tensión serie 8.T. menor o igual a 1,2 kV.
b) Desde 75 KVA hasta 10.000 kVA, con tensión serie M.T. mayor que 15 kV y menor o igual a 46 kV y tensión serie B.T. menor o igual a 15 kV.
Tabla 3. Valores máximos de perdidas para transformadores trifásicos en aceite 15kV (Primario) /1.2kV (Secundario)
Tabla 4. Valores máximos de perdidas para transformadores trifásicos en aceite 15kV-46kV (Primario) /15 kV (Secundario)
Las anteriores tablas contienen valores máximos de perdidas con los que debe cumplir el fabricante, las siguientes normas mostraran la eficiencia que deben cumplir los transformadores.
Eficiencia mínima de transformadores de distribución bajo la norma NEMA TP-1, NEMA PREMIUM CSL-3 y DOE 2016
El Departamento de Energía (DOE) de estados unidos ha regulado el nivel de eficiencia energética de los transformadores de distribución tipo seco de bajo voltaje desde 2007. A partir de 2016, hay normas de eficiencia energética exigidas por el gobierno federal de estados unidos para transformadores de distribución.
Estas normas se aplica a los transformadores de distribución trifásicos de uso general de tipo seco de bajo voltaje fabricados a partir del 1 de enero de 2016. Los transformadores que cumplen con los requisitos de eficiencia actuales en los EE. UU. (NEMA TP-1) que se encuentran físicamente en los EE. UU. pueden seguir vendiéndose e instalando legalmente después del 1 de enero de 2016. Esto incluye las unidades almacenadas en las instalaciones del fabricante, stock de distribuidores, obras, etc.
La siguiente tabla enumera las eficiencias mínimas de los transformadores de distribución trifásicos de tipo seco de bajo voltaje de acuerdo a sus kVA. Los estándares para transformadores fabricados a partir del 1 de enero de 2007 se conocen como NEMA TP-1 (o etiqueta Energy Star).
En mayo de 2010, se introdujeron los estándares NEMA CSL-3 con índices de eficiencia más altos que NEMA TP-1. Los beneficios de los transformadores CSL-3 son pérdidas eléctricas y de calor reducidas, menor costo total de propiedad (TCO), mayor ahorro de energía y diseño ecológico/LEED. Estas características son beneficiosas para centros de datos, instalaciones de atención médica, escuelas y universidades, aplicaciones ecológicas, edificios LEED y proyectos gubernamentales.
El estándar de eficiencia CSL-3 nunca fue un mandato federal en estados unidos. Transformadores fabricados a partir del 1 de enero de 2016 deben cumplir con las eficiencias mínimas del DOE 2016 que se enumeran a continuación. Estos estándares son exigidos por el gobierno federal de estados unidos:
A partir del 1 de enero de 2016, ciertos transformadores de distribución de voltaje medio con valores nominales de 2500 kVA e inferiores, 34,5 kV primarios e inferiores y voltajes secundarios de 600 Vac deben cumplir con los requisitos de eficiencia mínima. Se incluirán los tipo pedestal de aceite, los transformadores en aceite y los tipo seco.
Eficiencia DOE transformadores en aceite
Calculo de perdidas por armónicos en transformadores de distribución
La calidad de la energía eléctrica está determinada por los parámetros de pérdidas de potencia que ocurren en el transformador debido a la distorsión armónica. En este apartado se analizara la pérdida de potencia en el transformador con y sin armónicos.
Las cargas no lineales pueden resultar en la formación de ondas a altas frecuencias que son múltiplos de sus frecuencias fundamentales y se conocen como armónicos. Esto puede afectar el sistema eléctrico en su frecuencia fundamental, de modo que la forma de onda o el voltaje de la corriente, que idealmente es sinusoidal pura, se volverá defectuoso debido a la distorsión armónica que se produce.
Los transformadores están diseñados para suministrar energía eléctrica con pérdidas mínimas en su frecuencia fundamental. El alto nivel de armónicos influye mucho en el transformador, por lo que habrá un aumento de pérdidas.
Análisis de perdidas por armónicos en transformadores
Uno de los factores causantes de perdidas en los transformadores son los THDi. El análisis para calcular las perdidas requiere dos análisis:
- Análisis de pérdidas sin influencia armónica.
- Análisis de pérdidas por influencia de armónicos.
El propósito del análisis es averiguar cuánto aumentan las pérdidas debido a la influencia de los armónicos del transformador.
Hay dos pérdidas que deben conocerse para calcular las pérdidas totales del transformador:
- Pérdidas sin carga.
- Pérdidas con carga.
Ejemplo de calculo de perdidas por armónicos en transformador de 200kVA
Un transformador de distribución con una capacidad de potencia de 200 kVA tiene pérdidas de hierro de 480 Watt y pérdidas de cobre de 2500 Watt con un factor de potencia de 0.8. El espectro armónico es el siguiente:
Una vez que se conoce el valor de las perdidas de hierro y cobre se procede a calcular el valor de la pérdida total de la siguiente manera:
1. Análisis de pérdidas sin influencia armónica.
2. Análisis de pérdidas con influencia armónica.
Las pérdidas de un transformador pueden denominarse técnicamente pérdidas de carga. En unidades por unidad (p.u), la pérdida de carga se puede calcular usando la ecuación:
El valor de PEC−R se conoce al 1%.
Basado en los datos iniciales tenemos:
Antes de continuar debemos calcular la potencia monofásica sin influencia de armónicos mediante la siguiente ecuación:
Ahora, realizaremos el cálculo de pérdidas con influencia de armónicos de cada fase:
1. Pérdidas de la fase R:
Para calcular las pérdidas del transformador en la fase R es necesario conocer la corriente armónica de cada orden impar (Tabla 5) en unidades para pasarlas a por unidad con el siguiente cálculo:
Dando como resultado la siguiente tabla resumen:
A partir del cálculo del orden armónico del 1 al 19, se puede calcular la pérdida en la fase R:
La pérdida de cobre conocida se aumenta a por unidad con 0,0117543 p.u. Las pérdidas de fase R en kW son:
La pérdida de corrientes parásitas ha aumentado en 0,003465864 p.u. Las pérdidas por corrientes parásitas en kW son:
La pérdida por histéresis se puede calcular mediante:
De la misma manera, las pérdidas totales por histéresis en la Tabla 8:
La suma total de pérdidas en la fase R debidas a la influencia de la distorsión armónica es:
2. Pérdidas de la fase S:
El cálculo de las pérdidas del transformador en la fase S es el mismo que el realizado en la fase R, dando como resultado lo siguiente:
3. Pérdidas de la fase T:
El cálculo de las pérdidas del transformador en la fase T es el mismo que el realizado en la fase R & S.
Las pérdidas totales del transformador debido a la influencia de los armónicos se pueden calcular a partir de las pérdidas de cada fase como en la siguiente tabla:
Perdidas por factor de potencia en transformadores de distribución
Las pérdidas sin carga en vacío, también llamadas pérdida en el núcleo o pérdida en el hierro (PFe ) , son pérdidas fijas y solo cambian con el voltaje, por lo tanto no cambian mucho si el voltaje está razonablemente cerca del nominal.
Sin embargo la pérdida con carga, llamada también pérdida en el cobre (Pcu) o pérdida de devanado, varía con el cuadrado de la magnitud de la corriente. Por lo tanto, al comparar una determinada carga en kW con un factor de potencia unitario con la misma carga en kW con un factor de potencia de 0,8, la corriente será aproximadamente un 25 % mayor con el factor de potencia de 0,8. Esta es una de las razones por las que la corrección del factor de potencia es importante en una instalación que tiene un factor de potencia bajo.
Las pérdidas en el cobre dependen de la resistencia del propio conductor y del cuadrado de la corriente que circula por él. Dado que, con el mismo valor de potencia activa transmitida, cuanto mayor sea el factor de potencia, menor será la corriente, se deduce que cuando aumenta el factor de potencia, las pérdidas en el conductor en el lado de alimentación del punto de aplicación del equipo va a disminuir.
En un transformador trifásico, las pérdidas se expresan de la siguiente manera:
Donde:
- Pcu= Perdidas en el cobre del bobinado.
- Rcu=Resistencia del cobre del bobinado.
- A1=Amperaje del bobinado.
Por lo tanto, la mejora en el factor de potencia da como resultado una disminución correspondiente en la corriente, lo que da como resultado una reducción en las pérdidas de potencia por el cuadrado de la reducción de corriente.
Las empresas eléctricas a menudo pueden justificar la corrección del factor de potencia sobre la base de la reducción de pérdidas debido a la resistencia y la magnitud del flujo de potencia asociado con las largas líneas de transmisión y distribución. Para los clientes industriales, la justificación de la corrección del factor de potencia sobre la base de la reducción de pérdidas es difícil, ya que las pérdidas son comparativamente más bajas.
La corrección del factor de potencia en los sistemas industriales generalmente se justifica (o exige) en función de los costos de las penalizaciones del factor de potencia y/o los cargos de KVA, además de la capacidad de potencia liberada del sistema y los beneficios de producción asociados con las mejoras en la calidad de la energía con la aplicación de equipos de corrección del factor de potencia y filtros armónicos.
Además de las pérdidas asociadas con las pérdidas en el cobre (Pcu) del flujo de corriente a través de la resistencia en serie de los conductores de potencia y los devanados del transformador, una parte de las pérdidas del sistema de potencia provienen de la histéresis y las corrientes parásitas en las láminas de hierro (PFe ) de los transformadores. Estas pérdidas no se reducen con la corrección del factor de potencia y dependen en gran medida del voltaje del sistema en lugar de la corriente del sistema.
Nota: Las pérdidas máximas reconocidas por la CREG (Comisión de regulación de energía y gas – Colombia) en transformadores de distribución son de 1.72%.
Con la siguiente formula se calcula la reducción de pérdida esperada en porcentaje con respecto a mejorar el factor de potencia del sistema. Ingrese el factor de potencia inicial y el factor de potencia compensado o corregido para calcular la reducción de pérdida esperada en porcentaje.
Por lo tanto si se tiene un transformador con un factor de potencia inicial sin corrección de 0.8 y se corrige a 0.95, se puede obtener una reducción en las perdidas de 29%.