Perdidas en transformadores por armónicos y factor de potencia ¡¡¡ PREMIUM !!!


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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%.

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.

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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.

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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)

perdidas transformadores monofasicos en aceite
Tabla 1 perdidas transformadores monofásicos en aceite.

Tabla 2. Valores máximos de perdidas para transformadores monofásicos en aceite 15kV – 34.5kV (Primario) /1.2kV (Secundario)

tabla 2 perdidas transfromadores monofasicos y trifasicos en aceite
tabla 2 perdidas transformadores monofásicos en aceite.

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).

  Capacidad de sobrecarga para transformadores secos tipo o clase H y F

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 3. perdidas transformadores trifasicos en aceite
Tabla 3. perdidas transformadores trifásicos en aceite

Tabla 4. Valores máximos de perdidas para transformadores trifásicos en aceite 15kV-46kV (Primario) /15 kV (Secundario)

Tabla 4. perdidas transformadores trifasicos en aceite
Tabla 4. perdidas transformadores trifásicos en aceite.

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:

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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.

  Disminuir el consumo de energía con transformadores eficientes.

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:

  1. Análisis de pérdidas sin influencia armónica.
  2. 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:

Armonicos por fase
Tabla 5. Amperaje de armónicos por fase.
THDv y THDi
Tabla 6. THDv y THDi

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.

Formula perdidas totales transformador sin armonicos

2. Análisis de pérdidas con influencia armónica.

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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:

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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:

Perdidas en el cobre fase S

Perdidas Eddy-Current

Perdidas totales

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.

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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.

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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.

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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%.

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