1. OBJETO
El objeto de este documento es colaborar con las Compañías Eléctricas, Clientes Industriales, Distribuidores, Almacenes, etc. para poder adquirir en las mejores condiciones técnico - económicas posibles, un elemento de la red eléctrica presente en todos los niveles de tensión y cuya disfuncionalidad produce graves problemas: costes de reposición, coste de reparación de la avería, TIEPI sancionable, pérdida de imagen, etc. Hablamos del Transformador de Distribución y, por extensión, al Centro de Transformación.
Evidentemente todos los transformadores y Centros de Transformación que se adquieran tanto por parte de la Compañías Eléctricas como por parte de almacenistas y promotores, deben cumplir con la normativa exigible por el vigente Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas y Centros de Transformación.
Sin
embargo es sabido que hay máquinas de unos fabricantes que son mejores que
otras. Mejores ¿en qué?, ¿por qué? y ¿cuánto mejor? Aquí es donde es aplicable
la evaluación de la calidad y donde debemos realizar un ejercicio teórico para
distinguir y evaluar unos transformadores de otros mediante la definición de
PARAMETROS DE CALIDAD. Estos parámetros de calidad deben incidir sobre el
precio de compra para ayudar a los Clientes a tomar una decisión en base a dos
grandes criterios: el PRECIO y la CALIDAD. APLICACIÓN A TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCION
2. PARÁMETROS DE CALIDAD
Distinguiremos tres
tipos de parámetros de calidad: CAPITALIZABLES, EVALUABLES y FIABILIDAD. Los
parámetros capitalizables son aquellos que se pueden transformar en dinero. Los
parámetros evaluables son los que rodean al proceso de fabricación, diseño de
la máquina, servicio post-venta, etc. La fiabilidad mide el comportamiento del
parque de transformadores por fabricante a lo largo de los años (datos de
explotación de la red). Se debe intentar realizar una aproximación para que los
parámetros evaluables y la fiabilidad intervengan también en el precio final.
Por lo tanto el
precio final se debe componer de cuatro elementos: PRECIO OFERTA, PARÁMETROS
CAPITALIZABLES, PARÁMETROS EVALUABLES y FIABILIDAD.
2.1. Parámetros capitalizables
Los parámetros
capitalizables son aquellos que se pueden transformar en dinero mediante su
valoración. La industria eléctrica viene aplicando desde hace mucho tiempo uno
de ellos: la CAPITALIZACION de las PÉRDIDAS. Hay que tener en cuenta que por el
mero hecho de conectar a la red un transformador, ya está consumiendo energía
aunque no alimente carga alguna.
Este parámetro
capitalizable es el más importante de todos ellos, máxime en este momento de
alta SENSIBILIDAD MEDIOAMBIENTAL y todo ello sin despreciar la incidencia en
los ingresos de las Compañías Eléctricas que en la actualidad tienen las
pérdidas en la red (Real Decreto 1955/2000 por el que se regulan las
actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y
procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica). Otro
parámetro capitalizable es el NIVEL DE RUIDO, fuente de múltiples problemas y
denuncias.
Está claro que si el transformador dispone de un bajo nivel de ruidos es bastante probable que a lo largo de su vida no produzca ningún gasto al Propietario, por ello es fundamental que se adquieran máquinas con el menor nivel de ruido, en especial aquellas que vayan instaladas en edificios o próximos a zonas habitadas. El último parámetro capitalizable es el CALENTAMIENTO.
Podemos considerar que la
vida útil de un transformador depende de su capacidad a soportar/disipar ciclos
térmicos. En este parámetro influye fundamentalmente el diseño de la máquina
para conseguir dos objetivos: que el denominado hot-spot (punto caliente) sea
el más bajo posible y que la capacidad de enfriamiento de la máquina sea
óptima.
2.1.1. Pérdidas en el hierro y en el cobre.
Para evaluar y
capitalizar las perdidas en el hierro y en el cobre aplicamos la fórmula de
UNESA:
C = 8760 p Fc (Wfe+Fu2
Wcu)
Siendo:
p: precio
kWh.
n: años
de amortización.
i:
interés anual del dinero.
Fu:
factor de utilización.
Wfe:
pérdidas en el hierro en kilovatios.
Wcu:
pérdidas en el cobre en kilovatios.
Fc:
factor de capitalización.
2.1.2. Nivel de ruido.
El nivel de ruido es una característica propia inherente al funcionamiento del transformador. Sabido es que si la máquina se somete a inducciones altas, se incrementa el nivel de ruido. La disminución del nivel de ruido de un transformador obliga necesariamente a trabajar con inducciones bajas lo que arrastra consigo el incremento de chapa magnética en el núcleo, mayor tamaño de la máquina y por lo tanto mayor peso también en el cobre.
En definitiva, la disminución del nivel de ruido se consigue a base de incrementar los materiales básicos del transformador y por consiguiente, encarecer el coste del mismo. Por otro lado, las exigentes normativas medio ambientales sobre el nivel del ruido, obligan cada vez más a instalar transformadores de bajo nivel de ruido en los centros de transformación. Las Ordenanzas Municipales vigentes hoy en día, prescriben un valor máximo del nivel sonoro de estos locales y el próximo Reglamento sobre la Ley de Ruido acometerá una política conjunta Estado-Municipios sobre este tema.
Evidentemente si la fuente de la emisión sonora de un centro de transformación es de bajo nivel de ruido, se cumplirá la legalidad a bajo coste, por ello la solución idónea es instalar un transformador con bajo nivel de ruido.
Si la maquina instalada emite un alto nivel sonoro será obligatorio insonorizar el local del centro de transformación, lo cual normalmente es muy caro y difícil de conseguir. La experiencia indica que en un local de un centro de transformación se puede disminuir 1 db(A) con un coste mínimo de 400 euros .A base de instalar muelles amortiguadores, antivibradores, aislar paredes y techos, etc., se pueden reducir varios db(A) pero a un elevado coste y sin garantía de permanencia en el futuro.
En definitiva, es preferible exigir al fabricante
del transformador un valor bajo del nivel sonoro que tener que acondicionar el
local para el centro de transformación, lo cual no es siempre garantía de
éxito.
2.1.3. Calentamiento.
Para evaluar este importantísimo parámetro del cual depende la vida de la máquina, vamos a emplear la "Guía de cargas para transformadores en baño de aceite según CEI 60354". De acuerdo con la Guía, todos los factores que afectan a la temperatura del punto caliente (hot-spot) tienen relación directa con la vida útil.
La expectativa de vida normal de un transformador es una referencia convencional que se basa en considerar su funcionamiento en servicio continuo con su carga nominal, en un medio ambiente de temperatura 20° C y con una sobre elevación de la temperatura del punto caliente de 78 °C, es decir 98 °C absolutos. Si se supera este valor la consecuencia INMEDIATA es la reducción de vida estimada del transformador.
En la Guía se considera que los
transformadores de distribución con un punto caliente de 98 °C pueden tener una
vida media de 20 años y se estima el factor de vida de cualquier transformador
mediante la fórmula:
A partir de esta
fórmula se puede obtener una tabla de vida estimada según sea la temperatura
del punto caliente.
La interpretación
de la tabla es bien sencilla, supongamos que establecemos la vida estimada del
parque de transformadores de distribución en 40 años que a fin de cuentas es el
plazo de amortización de los bienes de equipo de las Compañías Eléctricas.
Si deseamos
adquirir transformadores cuya vida alcance los 40 años, debemos exigir que el
punto caliente (hot spot) no supere la temperatura de 92 °C. En caso contrario
la vida estimada de la máquina sería inferior a 40 años, con lo que habría que
evaluar el coste inherente a su sustitución por otra nueva.
Supongamos que la
temperatura del punto caliente obtenido en el ensayo de calentamiento es de 98
°C, esto nos indicaría según la tabla, que su vida estimada será de 20 años.
Teóricamente, a los
20 años se producirá la avería del transformador y será necesario sustituirlo
por otro nuevo. ¿Qué costes acarreará esta avería?
Evidentemente
existirán dos tipos de costes: tangibles e intangibles. Los costes tangibles,
que se deben valorar en cada caso, se pueden resumir en los siguientes:
• Inversión en
adquirir un nuevo transformador.
• Costes de
maniobrar la red, retirar el transformador averiado e instalar el nuevo.
• Empleo, si es
posible, de un grupo electrógeno para socorrer los servicios esenciales
(clientes sin servicio en caso de Compañías Eléctricas).
• Energía no
suministrada valorada según el tipo de clientes y horario de avería (Compañías
Eléctricas).
• Repercusión en
los índices de calidad zonal e individual, abono y atención a las reclamaciones
de los clientes perjudicados (Compañías Eléctricas).
En cuanto a los
costes intangibles podemos destacar la pérdida de imagen ante los medios de
comunicación y clientes afectados, lo cual a medio plazo repercutirá en la
valoración bursátil de la Compañía.
Si la temperatura
del punto caliente fuese de 104 °C (vida estimada 10 años) estos costes citados
anteriormente se repetirían en un ciclo de 40 años cuatro veces, con el
consiguiente encarecimiento económico y de imagen del Propietario afectado. Por
todo ello parece evidente que se debe exigir y controlar de modo efectivo la
adquisición de transformadores que no superen la temperatura del punto caliente
a 92 °C. y para ello es esencial diseñar y fabricar transformadores con canales
de refrigeración suficientes para no sobrepasar dicha temperatura.
Nota:
Del ensayo de
calentamiento podemos obtener una APROXIMACION que permita evaluar la vida útil
de los transformadores de distribución a partir de la obtención del punto
caliente X.
X = 1,1(T1 - T2) + T3 +
20 en °C
Siendo:
X: Temperatura
del punto caliente en °C
T1:
Calentamiento del devanado de alta o baja tensión a tiempo 0 del gráfico de
enfriamiento. T2: Calentamiento medio del aceite sobre la
temperatura ambiente.
T3: Calentamiento de la capa superior del aceite sobre la temperatura ambiente.
2.1.4. Protocolo de KYOTO
Las pérdidas
eléctricas en el hierro y en el cobre son también un elemento que incide directamente
en el medio ambiente por cuanto es necesario generar en la Central Eléctrica la
energía necesaria para suministrarlas, con la consiguiente emisión de CO2 y
demás gases contaminantes a la atmósfera. Los niveles de emisión aproximados de
CO2 por tipo de producción de energía eléctrica los tenemos resumidos en la
tabla que se adjunta, por tipo de Central de Generación. La tasa de emisión de
CO2 para el ámbito de la Unión Europea, se estima que se va a situar en la
horquilla entre 10 y 30 € por tonelada.
Considerando
valores medios de niveles de emisión de 600 Kg. por MWh generado y una tasa de
emisión de 20 € por tonelada de CO2, el valor de la tasa de emisión de CO2 por
kwh quedaría fijado en 0'012 Euros. Por lo tanto, el impacto medio ambiental
producido por las pérdidas eléctricas en un transformador se pueden evaluar al
cabo de los n años de vida de la máquina según el ciclo de funcionamiento.
Podemos estimar como válida la fórmula de valoración del IMPACTO MEDIOAMBIENTAL
siguiente:
IMA = 8760 · KY · (WFe + Fu2
Wcu) Fc
Siendo:
IMA:
Impacto Medio Ambiental
KY: Valor
de tasa de emisión de CO2, por KWh (estimado en 0'012 €)
WFe:
Pérdidas del hierro en kilovatios.
Wcu,
Pérdidas en el cobre en kilovatios.
Fu:
Factor de utilización.
Fc:
Factor de capitalización.
2.2. Parámetros evaluables
2.2.1. Servicio
■ Gama de
productos.
■ Taller de
reparaciones.
■ Oficina Técnica.
■ Tiempo de
respuesta.
■ Transporte.
■ Embalaje.
2.2.2. Proceso de fabricación
■ Calderería.
■ Chapa magnética.
■ Bobinado.
■ Soldadura.
■ Medios
auxiliares.
■ Pintura.
■ Tratamiento de
aceite.
■ Laboratorio.
■ Garantía de calidad en compra.
2.2.3. Diseño
■ Peso del cobre
AT.
■ Peso del cobre
BT.
■ Peso de la
chapa magnética.
■ Peso del
aceite.
■ Peso cuba.
■ Peso total.
■ Tipo de
aislante (papel, otros).
■ Tipo de
devanado (capas, otros).
■ Canales de
refrigeración.
■ Distancias.
■ Culatas
(disposición constructiva y material con que están diseñadas).
2.2.4. Acreditación según ISO 9000/14000/OSHA
2.3. Fiabilidad
Para
evaluar este parámetro vamos a identificar la fiabilidad de una marca
determinada (fabricante) con el resultado que ofrece en condiciones de
explotación. Esto es, asimilamos la fiabilidad de los transformadores de un
determinado fabricante a las averías producidas a lo largo del tiempo en el
parque de transformadores de distribución. Para ello es fundamental disponer de
una buena base de datos que permita obtener el índice de averías por fabricante
y tipo de transformador y cuando no se disponga de una base de datos que
ofrezca un mínimo de garantías habrá que recurrir a la experiencia del personal
responsable de la Explotación / Mantenimiento de la red. Definiremos el INDICE
DE AVERIAS como la relación entre:
y la
FIABILIDAD como la relación de dos índices de averías, el índice del mejor
fabricante y el índice del fabricante evaluado:
F: La
fiabilidad.
imin:
El índice de averías del mejor fabricante
iF: El índice de averías del fabricante evaluado.
3. FORMULAS DE PARÁMETROS DE CALIDAD
3.1. Precio de compra
P: precio del transformador.
3.2. Parámetros capitalizables
Pc = (P± C2)
V Fc + C1 + IMA
Pc = (P± C2)
V Fc + 8760 p Fc (WFe + Fu2
Wcu) + IMA
Siendo:
Pc: precio total capitalizado a n años
P: precio
del transformador
p: precio
del kWh
V: Factor
de vida estimado en ensayo calentamiento.
C1:
capitalización de pérdidas.
C2:
coste del nivel de ruido
Fc:
factor de capitalización
IMA:
impacto medio ambiental
3.3. Parámetros evaluables
E = K1 S + K2
P + K3 D + K4 A
Siendo:
E:
parámetro evaluable 0 < E < 10
Ki:
factores ponderados Ki
< 1 siendo ΣK = 1
S:
servicio 0
< S ≤ 10
P:
proceso de fabricación 0 < P
≤ 10
D: diseño
técnico 0 < D
≤ 10
A:
aseguramiento según ISO 0 < A ≤ 10
3.4. Fiabilidad
Siendo:
F: La
fiabilidad.
imin:
El índice de averías del mejor fabricante
iF:
El índice de averías del fabricante evaluado.
3.5. Precio final
4. APLICACIÓN A CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
La evolución del centro de transformación (CT) hacia elementos prefabricados y de reducidas dimensiones está permitiendo considerarlo como un conjunto en sí mismo y no como una suma de componentes como hasta hace poco tiempo (aparamenta de alta y baja tensión, transformador de distribución, conexiones eléctricas, edificio, red de tierras, etc.). Por ello debemos intentar evaluar la calidad del Centro de Transformación como conjunto.
4.1. Parámetros capitalizables
Entre
ellos destacamos los siguientes:
■ Capitalización
de pérdidas del transformador (ya descrito)
■ Nivel del ruido
(ya descrito)
■ Calentamiento (ya
descrito)
■ Kyoto (ya
descrito).
■ Superficie
ocupada por el CT y el importe de compra del terreno necesario.
■ Importe de la
obra civil para acondicionar el terreno y el local.
■ Mano de obra de
montaje y confección de la red de tierras
■ Transporte.
4.2. Parámetros evaluables
En principio son válidos todos los descritos para los transformadores de distribución. Sin embargo en el caso del Centro de Transformación deben incrementarse con aquellos que afecten al Medio Ambiente y que hasta la fecha no son preceptivos:
■ Emisiones
atmosféricas. Valorar la posibilidad de emisiones a la atmósfera de fluidos
gaseosos que puedan afectar a la capa de ozono o contribuir al efecto
invernadero.
■ Emisiones a las
aguas. Valorar la posibilidad de emisiones al terreno natural y vertidos a las
aguas superficiales, subterráneas y marinas.
■ Tratamiento de
residuos. Valorar la reducción y recuperación de los residuos industriales.
(Reciclabilidad)
4.3. Subvenciones o desgravaciones fiscales por inversiones en el medio ambiente
En el
caso que sea aplicable, se reducirá el precio del Centro de Transformación en
el importe económico regulado por la Administración para este tipo de
inversiones. Si el Centro de Transformación se considera como inversión en
medio ambiente, el propietario se puede desgravar en una cuantía variable según
Comunidades Autónomas (10 y 15 % del coste de la inversión) en el Impuesto de
Sociedades. En la Comunidad Autónoma del País Vasco, el Centro de
Transformación Integrado de INCOESA (CTIN) está incluido en el Listado Vasco de
Tecnologías Limpias (apartado Residuos, código C3008) y con derecho a una
desgravación del 30%.
4.4. Precio Final
El precio
final del CT estará condicionado por los parámetros capitalizables, los
evaluables y la desgravación fiscal aplicable en caso de considerarse su
adquisición como inversión en medio ambiente.
4.5. Tabla comparativa de varios modelos de CT
5. CONCLUSIÓN
Las
organizaciones técnicas de los Clientes (Compañías Eléctricas, Clientes
Industriales, Ingenierías, Promotores, Almacenistas, etc.....) deben disponer
las herramientas adecuadas para evaluar los componentes técnicos de un Centro
de Transformación y su influencia medio ambiental. Esta evaluación debe ayudar
al Departamento de Compras para proceder a la compra óptima de los equipos.
LA CALIDAD TIENE SU PRECIO
LA NO CALIDAD TIENE SU COSTO
EL IMPACTO MEDIOAMBIENTAL FORMA PARTE
DE LA CALIDAD DEL PRODUCTO
EL FUTURO BUSCARA
PRODUCTOS DE CALIDAD
RESPETUOSOS CON EL MEDIO AMBIENTE
FUENTE:
INCOESA (Josu
Rodriguez)
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