En el año de 2002, NEMA publicó una Norma TP-1 con el apoyo del Departamento de lineamientos de energía de EE.UU. para crear dispositivos eléctricos energéticamente más eficientes. Esta norma se basó en un estudio previo realizado por la Agencia de Protección Ambiental de EE.UU., que mostró que el típico transformador de tipo seco bajo condiciones de operación normales se cargó a aproximadamente al 35% de los valores indicados en su placa de identificación. Por lo tanto, TP-1 estableció una tabla de eficiencias mínimas para diferentes transformadores medidos, cuando operaban con cargas lineales (vea la Tabla 1). Estas eficiencias son realmente increíbles ya que oscilan entre el 97% y el 98.8%. Lo que TP-1 no dice es que es muy poco probable que alguna vez puedan verse dichas eficiencias en instalaciones reales. Además, TP-1 no le dice que el utilizar estos transformadores muy eficientes tendrá un impacto significativo en sus diseños eléctricos.
Debido a las diferencias entre las eficiencias mostradas en TP-1 y lo que realmente pasa con los transformadores reales en aplicaciones reales, el enfoque que le dé a su diseño eléctrico puede ser significativamente diferente cuando se está tratando de diseñar un sistema eléctrico con pérdidas minimizadas. Este artículo ofrece sugerencias con respecto al enfoque que le dé a sus diseños eléctricos con el fin de tener pérdidas mínimas en los transformadores del sistema (ver la Figura 1). También mostrará áreas en las que tendrá pérdidas mayores que las que se muestran en TP-1—sin importar el enfoque que elija para su diseño.
Linealidad
TP-1 se desarrollo por medio de cargas lineales. Sin embargo, en el entorno empresarial actual, la mayoría de las cargas no son lineales (ricas en contenido armónico). Las computadoras, los accesorios de iluminación fluorescentes, las impresoras, los elevadores o los variadores de velocidad para motores generan armónicos. El aplicar cargas ricas armónicamente a los transformadores puede duplicar o triplicar sus pérdidas totales. Por ejemplo, un transformador de 75 kVA que normalmente tendría 2% de pérdidas a un 35% de cargas, en realidad tendrá de 4 a 6% de pérdidas. Por lo tanto, la carga de 26 kVA (35% de 75 kVA) tendrá pérdidas totales mayores a 1.5 kW.
Pérdidas en el núcleo y en la bobina
Las pérdidas de los transformadores son una combinación de pérdidas en el núcleo y en la bobina. Las pérdidas en el núcleo comprenden a aquéllas generadas al suministrar energía al núcleo de acero laminado. Estas pérdidas son virtualmente constantes, desde carga nula hasta carga completa, y al típico transformado de 150 C le corresponde alrededor del 0.5% de los valores de carga completa de los transformadores. Las pérdidas en la bobina también se conocen como pérdidas de carga, ya que son proporcionales a la carga en el transformador. Estas pérdidas en la bobina constituyen la diferencia entre el 0.5% de pérdidas en el núcleo y representan desde 1.5 a 2% de la carga total.
Por lo general, las pérdidas totales para un transformador de 75kVA son de alrededor de 1,000 W al 35% de la carga o al 1.3%. Las pérdidas reales una vez que el transformador se ha cargado completamente pueden ser mayores a 3,000 W para cargas lineales y 7,000 W para cargas no lineales. Esto llega a ser de 4% y 9.3%, respectivamente—considerablemente mayor que lo expuesto en la tabla de NEMA TP-1 para eficiencias mínimas para un transformador de 75 kVA. El concepto general de requerir transformadores más eficientes energéticamente es bastante bueno; sin embargo, es posible que los ingenieros quieran ser muy cuidados en la elección de transformadores si las condiciones de operación anticipadas no concuerdan con los criterios base que se utilizaron en el desarrollo de la tabla de TP-1-
Al elegir transformadores con valores de temperatura menores, es decir, un transformador con aumento de 115 y 80 C en vez del aumento estándar de 150 C, cambiarán las pérdidas en el núcleo y de carga. Con el fin de reducir el aumento de temperatura, se incrementa el tamaño del núcleo. Esto incrementa las pérdidas en el núcleo pero reduce las pérdidas de carga, de manera que, de acuerdo con el punto de operaciones anticipado, las pérdidas totales pueden ser mayores o menores que las del transformador estándar. Debido a las pérdidas más pequeñas en el núcleo, la pérdidas totales para el transformador de 150 C son menores que las pérdidas totales del transformador de 80 C, en hasta un 60% de carga. Con una carga del transformador por encima del 60%, las pérdidas totales son menores a aquellas del transformador de 150 C del mismo tamaño (ver la Figura 2).
Una buena opción entre las pérdidas en el núcleo y de carga es el transformador con aumento de temperatura a 115 C. A pesar de que las pérdidas en el núcleo son mayores en el transformador de 150 C, son menores que las pérdidas de núcleo de un transformador de 80 C. Por consiguiente, las pérdidas de carga son menores que las del transformador de 150 C, lo que permite que las pérdidas totales sean menores a las de éste transformador bajo condiciones de operación normales (ver "Conozca los datos sobre pérdidas, cargando cuando se especifiquen los transformadores").
Los transformadores que cuentan con tensiones primarias de 34.5 kV o menos y con tensiones secundarias de menos de 600 V deben cumplir también con los índices de eficiencia de TP-1 a un carga lineal del 35%. Sin embargo, TP-1 sólo cubre a los transformadores de distribuciones trifásicos con un tensión entre 15 kVA y 1,000 kVA, de manera que los transformadores más grandes no se encuentran regidos por esta norma. Además, por lo general, los transformadores de distribución se diseñan para soportar una carga de entre un 50 y un 75%. Así como ya se notó en los transformadores de tipo seco más pequeños, las cargas que exceden el punto de TP-1 del 35% tendrán pérdidas significativamente mayores a los valores tabularizados. Entonces, como el objetivo de TP-1 fue muy idealista, no aplica tan bien para las instalaciones reales.
En el pasado, era común ver transformadores de distribución que tenían índices de impedancia de 5.75%. Como las empresas públicas eléctricas han llevado a reducir sus costos de operaciones, la impedancia para los transformadores de distribución ha bajado los valores hasta un índice de impedancia del 1.5%. Como las empresas públicas eléctricas, por lo general, absorben las pérdidas de transformadores como parte de sus costos de operación, el reducir el porcentaje de impedancia de 5.75% a 1.5% ha evitado más de un 70% de sus pérdidas en el transformador. Esto resultó ser muy conveniente, ya que TP-1 requería que estos transformadores contaran con eficiencias mayores y que al mismo tiempo, las compañías eléctricas intentaran reducir sus costos de operación.
Este proceso tiene un efecto secundario negativo que no se hizo evidente de inmediato pero que tuvo gran impacto en el diseño eléctrico de los ingenieros: el margen de falla disponible en el secundario del transformador. Un transformador de 1,000 kVA con 5.75% de impedancia tendrá un margen de falla de 21,000 A a 480 V, suponiendo que existe un bus infinito en el lado primario. Si se utilizan los mismo criterios para un índice de impedancia de 1.5%, esto daría como resultado un margen de falla de 80,000 A. Si el mismo transformador opera con un secundario de 120/208V tendrá márgenes de falla de 48,000 A y 185,000 A, respectivamente. Esta mejora en la eficiencia de las operaciones tiene un impacto mayor en el diseño del sistema eléctrico, en particular, en la tensión menor del secundario, de 120/208 V (ver "Medir a los transformadores reductores").
A pesar de que TP-1 no abordó el tema de los transformadores con un valor mayor a 1,000 kVA, han habido reducciones similares en sus impedancias para tener efecto sobre el ahorro correspondiente para estos grandes transformadores. Por lo tanto, podría anticiparse que las corrientes de falla disponibles para un transformado de 2,500 kVA son dramática pero proporcionalmente mayores. A 480 V, los márgenes de fallas incrementarán de 52,0000 A hasta más de 20,000 A para un transformador con 1.5% de impedancia. Es una gran ventaja que los transformadores de este tamaño no siempre vengan con un secundario de 208-V, ya que la corriente de falla sería de alrededor de 500,0000 A.
Aplicación
En la misión de los ingenieros para reducir el consumo de energía, el emparejar el transformador con su carga anticipada es esencial para alcanzar el objetivo. Al aplicar un transformador de 150-C a un circuito lineal discretamente cargado, las pérdidas expuestas en TP-1 serán muy similares a las pérdidas reales. Sin embargo, las cargas más pesadas de transformadores sugerirán un diseño de ingeniería alrededor de uno de los transformadores de menor aumento de temperatura, tal como los transformadores de 115 C o 80 C. Cuando existen cargas ricas significativas harmónicamente, que deben alimentarse de un transformador seco, las pérdidas menores pueden alcanzarse mediante el uso de transformadores K que se miden para las corrientes harmónicas anticipadas.
La elección imprudente de transformadores puede exceder las pérdidas que se muestran en la TP-1 de un 300 a un 400%, lo que da como resultado en un ingreso negativo sobre la inversión debido al costo incrementado de los transformadores de eficiencia más altos.
Conozca los datos sobre pérdidas, cargando cuando se especifiquen los transformadores
Al realizar la investigación para este artículo, el autor encontró bastante interesante que los datos publicados para todos los grandes fabricantes consultados fueron virtualmente no existentes. Cuando se pregunto sobre las pérdidas para puntos de operación diferentes a una carga de 35% especificado en la TP-1, aparentemente no hubo nada disponible. De igual manera, los datos sobre pérdidas para los transformadores que operan con un aumento de temperatura de 80-C, 115-C, y transformadores K tampoco estaban disponibles. Preguntarle a su agente local de ventas de transformadores sobre los datos de pérdidas en el punto de operación para el que está diseñando y para el tipo de transformador que está diseñando puede ahorrarle a su cliente muchos dólares en ahorro de energía. Sin embargo, insertar el transformador estándar de 150-C en su diseño, mientras planea operar el transformador a un punto que no sea de una carga del 35% y con un porcentaje significativo de cargas no lineales, puede costarle a su cliente significativamente más que la vida útil de un transformador.
Medir los transformadores reductores
Una advertencia sobre los transformadores reductores: Cuando se transforma de 480 V a 120/208 V, estos transformadores de tipo seco, de pérdidas bajas pueden colarse en su diseño. Con las impedancias más altas de la historia, por lo general, un ingeniero no tuvo que preocuparse por tener interruptores de circuito derivados con mayor margen de interrupción, cuando estaban conectados a la corriente desde un transformador seco, y el resto del sistema de distribución era un sistema completamente valorado. Con las impedancias menores, los transformadores tan pequeños como los de 112.5 kVA pueden contar con márgenes de fallas disponibles que podrían requerir el uso de interruptores con un margen de interrupción de más de 10,000 A. Cuando se utilicen transformadores secos, tales como uno de 300 kVA, 480/120/208 V, los márgenes de falla disponibles pueden exceder los 40,000 A, lo que provocaría que su diseño eléctrico tuviera que utilizar interruptores de 65,000 A/C. Es mejor interrumpir la carga de 120/208 V en pequeñas divisiones, de manera que el tamaño máximo del transformador no exceda los 75 kVA con una impedancia de al menos 2%, y pueden utilizarse interruptores menores (leer: más económicos).
Lovorn es presidente de Lovorn Engineering Assocs. Es un miembro de la junta del consejo editorial de Consulting Specifying Engineer.
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