En este post se
analizan las causas que influyen en la pérdida de rendimiento de los Transformadores,
debidos, en primer lugar, a razones de
origen constructivo y en segundo, a factores externos propios de una deficiente
gestión en su explotación.
Para dar detalle a la
exposición, servirán de apoyo diferentes posts ya publicados en este blog.
Comenzamos con un poco
de teoría:
En un transformador existen fundamentalmente dos
tipos de pérdidas:
·
Pérdidas en el cobre (o en carga)
·
Pérdidas magnéticas en el hierro (o en vacío)
Cuyos conceptos son los siguientes:
Pérdidas en el
cobre
Son las ocasionadas por efecto Joule al circular la
corriente por los devanados del transformador. Su expresión es:
Utilizando el circuito equivalente referido al
primario y suponiendo que I0 (corriente de vacío) es muy pequeña:
Circuito equivalente de un Transformador: Modelo de transformador real
(Modelo en T)
El valor de
R1 + R2 = R1 · rcc · R2
= Rcc se llama resistencia
de cortocircuito.
El valor de la potencia Rcc·I2 se llama
asimismo potencia de cortocircuito.
El valor de Rcc
y Pcc se obtienen del ensayo de
cortocircuito, Véase post: “Medida de la tensión de cortocircuito y
pérdidas en carga en Transformadores secos” en el siguiente link:
La corriente I
está relacionada con la carga por su potencia aparente: S = U2 · I, y
así:
En general, U2 no varía mucho, por lo
que las pérdidas eléctricas pueden considerarse proporcionales al cuadrado de
la potencia de la carga.
Pérdidas
magnéticas o pérdidas en el núcleo:
Son motivadas por la histéresis y las corrientes parásitas.
Si la tensión se mantiene prácticamente constante, el flujo en el núcleo
también permanecerá constante e independiente de la carga. Con ello las
pérdidas en el núcleo pueden considerarse constantes.
Rendimiento
El rendimiento es la relación entre la potencia
útil, o potencia secundaria, y la potencia total, o de entrada en el
secundario.
P1 = Potencia absorbida en el primario.
P2 = Potencia cedida por el secundario.
P0 = Potencia obtenida del ensayo de vacío.
Pcc = Potencia obtenida del ensayo
de cortocircuito.
El rendimiento depende de la
carga, por depender de la carga las pérdidas en el cobre y la potencia secundaria.
Para tener en cuenta la carga, se define el Factor de carga del transformador
como:
S = Potencia de la carga
conectada.
Sn = Potencia nominal del
transformador.
Con este concepto el rendimiento se expresa como:
Consecuencias:
Para un índice de carga determinado (C = cte), el
rendimiento empeora con el factor de potencia de la carga.
Para un factor de potencia fijo (cos ϕ = cte), el rendimiento varía con la carga.
El rendimiento máximo se obtendrá cuando las
pérdidas en el cobre igualen a las pérdidas en el núcleo, independientemente
del factor de potencia de la carga. Esto se obtiene para un índice de caga:
El rendimiento máximo será:
Veamos ahora
algunos aspectos prácticos relacionados con el rendimiento del Transformador en
servicio.
Los fabricantes
parten de la fórmula anterior con un cos φ = 1 para indicar, en la placa de
características, la potencia del transformador, esta es, por tanto, una
potencia aparente por depender de varios factores, entre ellos:
a) El factor de
potencia; variaciones en el cos φ alteran el rendimiento del transformador,
como se ha podido ver en el análisis teórico:
Con cos φ inferiores a la unidad, el rendimiento disminuye, el transformador dará, por
tanto, potencias inferiores a la
indicada en su placa de características.
Con cos φ superiores a la unidad pueden producirse problemas en la instalación, por
ejemplo, el llamado Efecto Ferranti, estudiado en el post: El efecto Ferranti
en Transformadores, disponible en el link:
http://imseingenieria.blogspot.com/2017/01/el-efecto-ferranti-en-transformadores.html
y también en el
post: Técnicas para el control del efecto Ferranti en líneas de Alta Tensión,
disponible en:
La potencia activa
disponible en el secundario de un transformador es tanto más elevada cuanto más
se aproxime el factor de potencia a la unidad. Sin embargo, un factor de
potencia igual a la unidad, en grandes instalaciones, puede resultar difícil de
conseguir e incluso ser anti rentable, por ello, en muchas ocasiones se recurre
a la compensación fija de la corriente reactiva del transformador
independientemente de la compensación de la carga instalada, en cuyo caso,
también deben tenerse en cuenta sus limitaciones. Véase post: Compensación fija
de energía reactiva en Transformadores, en el siguiente link:
Véase también: “Compensación
de energía reactiva en bornes de un transformador para elevar su potencia
disponible”, en el link:
http://imseingenieria.blogspot.com/2018/05/compensacion-de-energia-reactiva-en.html
b) La potencia
indicada en la placa de características de un transformador es obtenida por
ensayos de laboratorio a la temperatura ambiente de 20 ºC, por lo cual, un
aumento de la temperatura ambiente con el transformador en servicio, dará como
resultado un descenso del rendimiento y viceversa. Las normas IEC 60076-1 y
60076-2 establecen las limitaciones que pueden alcanzarse en los distintos puntos
del transformador, por convección, ya que la temperatura exterior varía mucho
en función de la hora, estación, clima, etc., de aquí la importancia de
disponer de una adecuada ventilación en los CT’s: Ver análisis correspondiente,
en los siguientes posts: Influencia de las sobrecargas y la temperatura
ambiente en transformadores
Factores de carga de los
transformadores instalados en CT’s prefabricados
http://imseingenieria.blogspot.com/2016/08/factores-de-carga-de-los.html
Ventilación de Centros de
Transformación
c) La frecuencia es
un factor determinante, como es sabido, las pérdidas por corrientes de Foucault
varían en proporción directa del cuadrado de la frecuencia, por ello es
importante controlar las corrientes armónicas en la instalación y la frecuencia
de la red de distribución, ver diferentes análisis en los siguientes posts:
Los armónicos y los
Transformadores
¿Puede un
Transformador fabricado para 50 Hz funcionar a 60 Hz?
Umbrales críticos
de distorsión armónica en instalaciones eléctricas
Cada uno de estos
factores, aplicados a un transformador en servicio, individualmente o
conjuntamente, pueden dar lugar a sobrecargas importantes que pueden reducir
considerablemente su vida útil.
Para un análisis
más detallado de todos estos factores, se recomiendan al lector los siguientes posts:
¡Mi transformador se calienta mucho, disparan las
protecciones y está trabajando a menos del 75% de carga! (1ª escenario)
¡Mi transformador se calienta mucho, disparan las
protecciones y está trabajando a menos del 75% de carga!. (2º escenario)
¡Mi transformador se calienta mucho, disparan las
protecciones y está trabajando a menos del 75% de carga!. (3º escenario)
¡Mi transformador se calienta mucho, disparan las
protecciones y está trabajando a menos del 75% de carga! (4º y último
escenario)
Hoja de cálculo Excel sobre la evolución de la
temperatura con la carga de Transformadores en baño de aceite ONAN
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