Las averías de Transformadores para inversores en Parques Fotovoltaicos

Los Parques fotovoltaicos experimentaron un extraordinario crecimiento en España en la década de los años 2000 a 2010.  En la vorágine expansiva se echaron de menos normas y especificaciones relativas a materiales componentes de estas instalaciones, como en el caso que nos ocupa de los Transformadores elevadores alimentados por inversores.

Pocos fueron los fabricantes de inversores que pusieron sobre aviso a proyectistas y fabricantes de transformadores sobre el riesgo que significaba el no disponer de transformadores y dispositivos conmutadores especialmente adaptados para esta aplicación, de todas formas, ello suponía un incremento del precio del material al que no se podía hacer frente dada la enorme competencia del momento. Por lo tanto, la totalidad de los transformadores instalados en estos parques fueron de tipo estándar, es decir, según las normas UNE 21428 e IEC 60076.

Por todo ello, en España se han contado por miles las averías de transformadores en parques fotovoltaicos de potencias comprendidas entre 100 y 160 kVA, y aunque muy poco se haya escrito sobre este particular muchos profesionales del sector se identifican con este grave problema.

■ Análisis de los problemas técnicos

Hasta la llegada del nuevo reglamento,  RAT (Real Decreto 337/2014, de 9 de mayo) no se pone en evidencia este problema, concretamente en la  ITC 09 apartado c) en el que se indica lo siguiente:

“Cuando los transformadores sean maniobrados frecuentemente en vacío (más de tres veces al mes), por ejemplo en instalaciones fotovoltaicas que se desconectan periódicamente, se instalarán protecciones contra las sobretensiones de maniobra que se puedan producir por la interrupción de la corriente magnetizante del propio transformador, salvo que dispongan de un sistema de monitorización o de control de las sobretensiones de maniobra que garantice la integridad del aislamiento”.

Efectivamente, las maniobras causan un grave estrés eléctrico y mecánico en los transformadores y están acompañadas de severas sobretensiones transitorias que ponen en riesgo el aislamiento de la instalación, a pesar de ello y guiados por el sentido común, los procedimientos de actuación determinan desconectar por la noche cuando el parque fotovoltaico está parado y conectar al amanecer, ya que el transformador energizado consume kW debido a sus pérdidas en vacío que multiplicadas por 100 o 200 transformadores que suelen componer algunos de estos parques puede suponer un gran gasto de energía que hay que descontar de la energía generada y vendida durante el día.

Por lo tanto, estas maniobras periódicas de conexión/desconexión eran y siguen siendo en algunos casos una tarea rutinaria, dos maniobras al menos cada día multiplicadas por 365 días al año suponen 730 y durante 20 años equivalen a 14.600 maniobras a lo largo de la vida útil del transformador, son cifras  que quedan muy lejos de las 3 de cada mes indicadas por el reglamento (RAT)  y muy lejos de las que pueden soportar los aislamientos de cualquier instalación, por lo que, si no se disponen las protecciones adecuadas las consecuencias para los transformadores suelen derivar en averías, tampoco la endurancia mecánica de los interruptores resistiría tan elevado número de maniobras ya que en el mejor de los casos suelen estar limitadas a 10.000.

■ Otros problemas técnicos

Según lo indicado anteriormente, la construcción de la totalidad de los transformadores instalados en parques fotovoltaicos españoles correspondían a la norma UNE 21428 de catálogo, sin embargo, la norma IEC 60076-8 “Guía de Transformadores de potencia” indica lo siguiente en su apartado 9:

Aplicación de transformadores normalizados en alimentación de convertidores

El capítulo 1 de la norma IEC 60076-1 establece que los transformadores para convertidores estáticos son especiales y no están incluidos en la categoría general de transformadores a los cuales es aplicable en su totalidad la norma IEC 60076.

Este capítulo indica las precauciones que se deben tomar cuando transformadores de media potencia para usos generales, normalizados en catálogo, van a ser utilizados para alimentar convertidores estáticos. Hay dos aspectos a tener en consideración:

-          La influencia de la distorsión de tensión

-          La influencia de la distorsión de corriente

A continuación se exponen las particularidades relacionadas concretamente con este párrafo de la norma IEC 60076-8.

● Pérdidas debidas a los armónicos

Debido a la propia concepción de los convertidores o inversores a base de diodos y tiristores, estos equipos provocan corrientes no sinusoidales generadoras de corrientes armónicas que perturban el normal funcionamiento de un transformador.

Una de las consecuencias directas es el aumento de las pérdidas debidas a la carga en las bobinas y conexiones, y por tanto un excesivo calentamiento.

La norma IEC 61378 - 1 describe las especificaciones de los transformadores para convertidores, y particularmente  las reglas de cálculo  de las pérdidas debidas a la carga en función de la distorsión de la corriente de carga y los ensayos a realizar.

Esta norma indica que la utilización de transformadores de distribución “standard” es posible para ciertas aplicaciones de conversión pero teniendo en cuenta una desclasificación “disminución” en la potencia (por ejemplo, utilización de un 630 kVA para una potencia útil de 400 kVA).

En los transformadores standard (UNE 21428), las pérdidas debidas a la carga (Pcc) están convencionalmente subdivididas en:

Pérdidas por efecto Joule (P_J) o RI² = 85%

Pérdidas por corrientes de Foucault (P_cF) o pérdidas parásitas  en los arrollamientos y conexiones = 10%

Pérdidas suplementarias (P_S) o pérdidas parásitas en las partes  estructurales del acero = 5%

Por contra, en el caso de transformadores para inversores, los armónicos de corriente entrañan un aumento de estos diferentes tipos de pérdidas.

La norma IEC 61378-1 permite calcular precisamente estas pérdidas adicionales cuando las características del rectificador y el espectro de los armónicos (rango y tasa) son conocidos.

En primera aproximación, cuando estos parámetros se desconocen, se pueden admitir los coeficientes de incremento medio siguientes:

P_J x 1,03;  P_CF  x 5;  P_S x 1,30

Esta estimación conduce a un aumento medio de las pérdidas debidas a la carga del orden del 45% con relación a un transformador standard:

Transformador standard (UNE 21428)

P_cc = P_J + P_CF + P_S

P_cc = 0,85 P_cc + 0,1 P_cc + 0,05 P_cc

Transformador para convertidor (IEC 61378) 

Pcc ‚= 1,03 P_J + 5 P_CF + 1,3 P_S

P_cc‚ = 1,03 x (0,85 P_cc) + 5(0,1 P_cc) + 1,3(0,05 P_cc)

P_cc ‚= 0,88 P_cc + 0,5 P_cc + 0,07 P_cc

P_cc‚ = 1,45 P_cc

En primera aproximación, este aumento medio de las pérdidas permite determinar la potencia del transformador de conversión aplicando el coeficiente de desclasificación k = raiz 1,45 = 1,20.

Transformadores estándar según UNE 21428

Ejemplo:

Se necesita un Transformador con potencia útil en conversión de 100 kVA

La potencia equivalente será = 100 x 1,20 = 120 kVA (potencia normalizada superior = 160 kVA).

Para el caso de un transformador instalado de 100 kVA, se tiene:

Potencia útil en conversión = 100 x 1/1,20 = 83 kVA.

Conclusión:

Los transformadores instalados de 100 kVA cuando exceden los 83 kVA trabajarán sobrecargados, al igual que los de 160 kVA cuando exceden los 133 kVA. En tales condiciones, además de estar limitando su vida útil, las pérdidas aumentan de forma exponencial y en consecuencia se reducen los kW suministrados a la red pública.

● Sobretensiones generadas por el inversor

Algunas empresas fabricantes de inversores entre ellas SMA Solar Technology AG, publicó una información sobre las características que debían requerir los transformadores para estas aplicaciones, de las que extraemos las siguientes:

1. Deben soportar variaciones máximas de tensión en el devanado de BT respecto a tierra que pueden llegar a ser de 500V/μs. (dU/dt= 500V/μs). El cumplimiento de este requerimiento está asociado a la definición de inversores de paso pulsado.

                                    Diagrama de la pendiente de tensión dU/dt

-     Con el paso del tiempo, el aislamiento del transformador puede dañarse, no solo por las tensiones elevadas (1320V – 1050V), sino por las escarpadas y rápidas variaciones de tensión que podrían llegar a producir elevadas descargas parciales.

2. Los grupos vectoriales de los transformadores podrán ser:

-        En el caso de dos devanados: Dy1, Dy5 ó Dy11.

-        En el caso de tres devanados: Dy1y1, Dy5y5 ó Dy11y11.

3. Durante el funcionamiento normal del inversor de paso pulsado se pueden generar tensiones en las fases respecto a tierra de 1050V. Los posibles daños se producirían en el transformador, ya que el aislamiento de trafo se degradaría más rápidamente al estar trabajando en unas condiciones de aislamiento para las que no ha sido diseñado. 

-     Durante 30 minutos al año en el funcionamiento del inversor de paso pulsado se pueden generar tensiones de las fases respecto a tierra de 1320V.

4. Tensión de cortocircuito Ucc=6%,

-    La impedancia del transformador limitará la corriente de cortocircuito. Cuanto menor sea la tensión de cortocircuito mayor será la corriente de cortocircuito. Por ello se requiere una tensión de cortocircuito del 6% para trabajar con corrientes de cortocircuito bajas con las cuales no se produzcan daños en los componentes internos del inversor.

5. Entre los devanados de baja tensión y media tensión será necesaria la instalación de una pantalla electrostática con puesta a tierra.

-   Esta pantalla electrostática puesta a tierra, permitirá realizar la función de filtro para limitar el gradiente de tensión dU/dt= 500V/μs.

-   Además, esta pantalla protegerá al inversor frente a posibles cortocircuitos internos de los devanados de MT y BT, que de llegar a producirse transmitirían al devanado de BT la tensión de MT.

6.   Separación galvánica entre los inversores en la parte de BT del transformador.

-     Cada inversor se conectará a un devanado de baja tensión.

-   En el caso de usar transformadores con un solo devanado para conectar en paralelo varios inversores se podría tener circulación de corriente entre ambos inversores. El voltaje respecto a tierra causaría corrientes a través de la capacidad parásita de los transformadores y el campo fotovoltaico causando daños al inversor

-     En el caso de usar transformadores de dos devanados en el lado de baja tensión:

1.   Deberán de disponer de un doble devanado en el lado de media tensión pero podrán disponer de un solo terminal de conexión para los dos devanados de MT (U1, V1, W1 para conectar internamente en el trafo los dos devanados de MT).

2.   Deberán de disponer de terminales de conexión independientes para cada devanado de BT (u2, v2, w2 para un inversor y u3, v3, w3 para el otro inversor).

Grupo de conexión de un transformador para inversor

de dos arrollamientos en BT

■ Soluciones propuestas por el RAT

En el párrafo del RAT indicado anteriormente se indica lo siguiente

“… se instalarán protecciones contra las sobretensiones de maniobra que se puedan producir por la interrupción de la corriente magnetizante del propio transformador, salvo que dispongan de un sistema de monitorización o de control de las sobretensiones de maniobra que garantice la integridad del aislamiento”

En cuanto a las protecciones contra sobretensiones de maniobra se entiende que el RAT hace referencia a las autoválvulas como protección, pero en cuanto al control de las sobretensiones de maniobra se trata de una técnica que estaba en desarrollo en la época de la expansión fotovoltaica y por tanto era poco conocida, en este caso el RAT se refiere a las maniobras realizadas a través de los llamados “interruptores síncronos”  equipados con un software configurable, que es el que determina, al margen de la orden aleatoria del operario, el momento apropiado de la puesta en tensión del transformador en función del flujo remanente del núcleo y del paso por cero de cada una de las fases (*), se evita de esta forma las puntas de corriente excesivas de la puesta en tensión de los transformadores y las sobretensiones transitorias de maniobra.

Esta técnica empezó a utilizarse hace 15 años en transformadores de gran potencia, lo que representa la eliminación de las resistencias de preinserción en los disyuntores de AT, antigua solución que implica unos costes de compra y mantenimiento relativamente elevados.

Disposición de los accionamientos individuales de cada polo 

de un interruptor de vacío de MT (ABB)

Un interruptor automático síncrono puede efectuar operaciones sincronizadas con las señales de tensión e intensidad de la red, independientemente de cuándo se da la señal de puesta en marcha y de si esta es controlada manualmente o a distancia.

En la figura siguiente se muestra la forma en que debe comportarse un interruptor automático durante una operación de cierre:

• La línea roja representa la señal de cierre asíncrona enviada al interruptor automático por el operario o por los sistemas de control/protección.

• La línea verde representa la señal de cierre enviada por la electrónica de control al actuador, sincronizada con la señal de tensión.

• La línea marrón representa el instante en que se produce el cierre cuando la tensión a través del interruptor automático tiene valor nulo (en cada una de las fases).

Operación típica de cierre con un interruptor síncrono (ABB)

■ Ventajas de esta solución

La utilización de interruptores con maniobra controlada prolongan la vida de los transformadores en los parques fotovoltaicos y de los equipos de las instalaciones de MT en general, sobre todo en los procesos en los que se necesita realizar numerosas maniobras.

La reducción de las corrientes de irrupción de los transformadores hasta valores despreciables permite utilizar márgenes más amplios al seleccionar las curvas de los relés de protección y evita los disparos intempestivos. Además permite la activación simultánea de varios transformadores, conjuntamente con pequeños generadores de energía, y elimina una de las causas típicas de envejecimiento de los equipos. De este modo se mejora notablemente la disponibilidad de la energía.

REFERENCIAS:

            -      IEC 61378: Transformadores de conversión

            -      IEC 60076-8: Guía de aplicación de transformadores de potencia
      -      Reglamento de Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Instalaciones de AT

-  SMA Solar Technology AG: Indicaciones importantes para las propiedades de transformadores para los SUNNY CENTRAL de la serie HE

-    Carlo Cereda ABB SACE TMS,  Carlo Gemme ABB Ricerca SpA,  Christian Reuber ABB Calor Emag Mittelspannung GmbH: Interruptor automático síncrono, de media tensión, con accionamiento magnético y control electrónico,

-     Hidro Quebec: SMCT Système de manoeuvre contrôlée des transformateurs

Artículo disponible en pdf en la siguiente URL:

http://www.mediafire.com/view/nc3uahkimark11e/Las_aver%C3%ADa_de_transformadores_para_inversores_en_Parques_Fotovoltaicos.pdf

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