El transformador es
la parte más importante del Centro de Transformación. Su selección afecta a la
configuración del CT y se efectúa sobre la base de diversos
factores.
Generalmente, se
puede señalar que para potencias bajas (hasta 630 kVA - 800 kVA) puede
instalarse un único transformador, mientras que para potencias superiores
(hasta 1000 kVA - 1600 kVA), la potencia puede dividirse entre varias unidades
en paralelo.
Otra característica
a tener en cuenta al seleccionar el transformador es el tipo de sistema de
refrigeración, que puede ser seco o en baño de aceite. En la instalación de
ventilación para la estructura del centro, en el caso de transformadores
refrigerados por aceite deben adoptarse medidas, por ejemplo las destinadas a
evitar fugas de aceite, mediante un foso de captación de aceite como se muestra
en la Figura 1. Además, el Centro de Transformación debe tener una resistencia
mínima al fuego de 60 minutos (REI 60) y ventilación solamente hacia el
exterior. En función del tipo de refrigeración, los transformadores, en centros
de transformación, se identifican del modo siguiente:
AN refrigeración con circulación natural
por aire;
AF refrigeración con circulación forzada
por aire;
ONAN refrigeración con circulación natural
de aceite y aire;
ONAF refrigeración con circulación natural de aceite y ventilación forzada por aire;
La elección más frecuente son los tipos AN y ONAN, aunque se aconseja la elección AF (con ventiladores) para el caso de transformadores secos (AN), por no disponer de refrigerante en sus partes activas como es el caso del transformador en baño de aceite (ONAN).
Al margen de la mencionada refrigeración
propia de los transformadores, será necesaria la extracción del calor acumulado
en el interior del centro, este calor es, básicamente, consecuencia de las
pérdidas en el circuito magnético (pérdidas en el hierro) y a las que se
producen en el circuito eléctrico (pérdidas en carga).véase el artículo: Ventilación de Centros de Transformación
Figura 1: Transformadores ONAN que contienen más de 50 litros de aceite
Otras características importantes
a tener en cuenta son las referentes a los parámetros eléctricos además de los
datos habituales como la potencia nominal, la tensión nominal del secundario
sin carga, el cociente de transformación, la tensión de cortocircuito nominal
en porcentaje Vk%, adquieren gran importancia sobre todo cuando los
transformadores están funcionando en paralelo:
- La tipología de
conexión de los bobinados (la conexión a tierra en triángulo/estrella es la más
utilizada en los transformadores de CT)
- El sistema de conexión
(grupo IEC), que convencionalmente se expresa como un número que, multiplicado por
30, da el ángulo de desfase de la tensión de fase en la parte de BT en
comparación con la parte de MT.
La presencia de dos o
más transformadores MT/BT y un posible enlace de barras cerrado en la distribución
BT permiten gestionar la red eléctrica con los transformadores en paralelo.
En presencia de faltas,
este método de gestión provoca un incremento del valor de la corriente de
cortocircuito en la parte de BT, con un posible incremento del poder de corte
de los interruptores automáticos de salida de las barras de distribución y unas
condiciones de anclaje más estrictas para dichas barras, en comparación con el
funcionamiento con un solo transformador.
Ello
se debe al menor valor de Vk% que caracteriza a los transformadores con menos
potencia. Por otro lado, cuando se gestiona adecuadamente, el método paralelo
tiene la ventaja de permitir el suministro de alimentación, como mínimo a los
usuarios considerados principales, a través del posible enlace de barras, incluso
en caso de fallo de uno de los transformadores.
El
ejemplo siguiente muestra el incremento del valor de la corriente de cortocircuito
en las barras de distribución en el caso de transformadores en paralelo:
Red de
alimentación, potencia de cortocircuito: Sknet = 750 MVA
Tensión secundaria
de la planta: V2n = 400 V
Potencia del transformador
único: SnTR = 1600 kVA
Tensión
nominal de cortocircuito del transformador único: Vk% = 6%
Potencia del
transformador en paralelo: SnTR = 800 kVA
Tensión de cortocircuito del transformador en paralelo: Vk% = 4%
A
partir de estos datos y de cálculos rápidos, se obtiene un valor de corriente
de cortocircuito de 37 kA en las barras de distribución con un transformador de
1600 kVA.
Con
dos transformadores de 800 kVA en paralelo, la corriente de cortocircuito en las
barras de distribución será de aproximadamente 55 kA.
En
referencia a la red eléctrica descrita en la Figura 2, las consideraciones siguientes
tienen el objetivo de ilustrar la filosofía de gestión de las protecciones:
Figura 3
G1 Falta en una de las salidas de BT
Con
independencia de la presencia o la ausencia del enlace de barras:
Con
la selección apropiada de los dispositivos de protección y de conformidad con
las disposiciones de selectividad de BT normales, es posible discriminar el fallo
y garantizar la continuidad del servicio con la apertura de tan sólo el
interruptor automático L1.
G2 Falta en las barras de distribución BT
Sin enlace de barras:
La
falta se elimina a través de los dos interruptores automáticos generales de la
parte de BT (IBT1 e IBT2) de los transformadores, lo que
provoca la caída completa de la planta. Los transformadores siguen alimentados sin
carga. Para evitar la apertura de los interruptores automáticos IMT ,
la obtención de la selectividad MT/BT vuelve a ser importante en este caso.
Con enlace de barras:
El
enlace de barras CBT debe abrirse, con la consiguiente separación de
las barras de distribución y la eliminación completa de la falta a través de la
apertura del interruptor automático IBT1 principal. La acción del
enlace de barra permite mantener el suministro de alimentación a las semibarras
de distribución no afectadas por la falta. La actuación de los dispositivos BT
(IBT1 –CBT – IBT2), que resultan afectados por
la falta, puede coordinarse empleando dispositivos para los cuales se
implementa la selectividad de la zona direccional.
G3 Falta en el bus BT aguas abajo del transformador
Sin enlace de barra:
La
corriente de falta afecta a los dos transformadores y puede llegar a provocar
la apertura de los dos dispositivos IMT e IBT de los transformadores.
La consecuencia de ello sería la desconexión de toda la planta.
En
este caso, es importante estudiar e implementar una lógica de gestión dedicada
(por ejemplo, selectividad direccional) que permita la apertura de IBT1
e IMT1 para aislar tan sólo el transformador afectado por la falta.
Asimismo, debe preverse una lógica para la desconexión de cargas no prioritarias,
dado que la planta sólo funciona con un transformador.
Con enlace de barra:
La lógica de gestión
sigue siendo la misma y, posiblemente, también podría tener en cuenta la
apertura del enlace de barras.
G4 Falta en el bus MT aguas arriba del transformador
Sin enlace de barra:
La
lógica de gestión debe permitir la apertura inmediata del interruptor
automático IMT1 afectado por la corriente de falta plena (IMT2
verá una corriente baja limitada por la impedancia de los dos transformadores)
y, si la gestión de la planta prevé coordinación, ordenará la apertura del
interruptor automático IBT1 con aislamiento de la falta y seguirá
con la continuidad del servicio de toda la planta garantizada por el suministro
de alimentación a través del otro transformador. Asimismo, debe preverse una lógica
para la desconexión de cargas no prioritarias, dado que la planta sólo funciona
con un transformador.
Con enlace de barra:
La
lógica de gestión sigue siendo la misma, y el enlace de barras sólo tendría la
función de separar las barras de distribución eliminando así el transformador
excluido.
Tras
un análisis de las modalidades de tratamiento de faltas, que en algunas circunstancias
resulta ser bastante complejo debido a la doble alimentación de los transformadores
en paralelo, a continuación se examinan los requisitos mínimos para tener dos
transformadores funcionando en paralelo:
a)
las conexiones internas deben pertenecer al mismo grupo (grupo IEC) y los
transformadores deben tener la misma relación de transformación. Al cumplir estas
disposiciones, los dos conjuntos de tensión coinciden y están en oposición de
fase; por consiguiente, no hay diferencias vectoriales entre la tensión
secundaria de cada malla aislada y no se generan corrientes de circulación.
En
el caso contrario, se generarían corrientes de circulación, que podrían dañar
los transformadores incluso en funcionamiento sin carga;
b)
las tensiones de cortocircuito (Vk% ) deben tener el mismo valor.
Gracias a esta medida, la intensidad de carga total se subdivide entre los dos
transformadores en proporción a sus potencias nominales respectivas.
En
caso negativo, los dos transformadores se cargarían de forma distinta y el
transformador con la menor caída de tensión interna estaría más cargado.
Para más detalles sobre las condiciones de conexión en paralelo de transformadores, véase el artículo: Condiciones para el acoplamiento en paralelo de Transformadores
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