Diseño de transformadores elevadores para sistemas fotovoltaicos y almacenamiento de energía con baterías: gestión del flujo de potencia bidireccional, esfuerzo térmico y protección

La creciente integración de generación fotovoltaica (FV) y sistemas de almacenamiento de energía por baterías (BESS) está transformando la forma en que las plantas de energía renovable se conectan a las redes eléctricas de distribución.

A diferencia de las instalaciones solares convencionales, que exportan principalmente la electricidad generada, las instalaciones híbridas FV-BESS pueden operar en múltiples modos: exportar energía solar, cargar baterías desde la red o desde la generación solar, descargar energía almacenada y prestar servicios de apoyo a la red.

Estas condiciones operativas cambiantes introducen nuevos requisitos de ingeniería para la subestación elevadora fotovoltaica y sus transformadores asociados.

Un plano de tierra adecuadamente diseñado transformador de flujo bidireccional de potencia debe acomodar perfiles de carga variables, mantener un rendimiento térmico aceptable, resistir las perturbaciones eléctricas especificadas y operar dentro de un sistema coordinado de protección.

Para los contratistas EPC solares, los integradores de sistemas de almacenamiento de energía (BESS), los ingenieros de servicios públicos y los diseñadores de sistemas industriales de potencia, la selección del transformador constituye por tanto una parte crítica para garantizar la fiabilidad del proyecto y la gestión de sus costes durante todo su ciclo de vida.

Esta guía analiza los desafíos eléctricos, térmicos y de protección derivados de la integración de sistemas fotovoltaicos (PV) y de almacenamiento de energía (BESS), y explica cómo especificar un transformador elevador adecuado para proyectos modernos de energías renovables híbridas.

1. Comprensión de los sistemas híbridos de generación de energía PV-BESS

1.1 Cómo la combinación de energía solar y almacenamiento modifica la distribución de potencia

En una planta fotovoltaica convencional conectada a la red, los inversores solares convierten la electricidad de corriente continua (CC) procedente de los módulos fotovoltaicos en electricidad de corriente alterna (CA).

Un transformador elevador aumenta el voltaje de salida del inversor hasta el nivel de distribución de media tensión requerido, como 10 kV, 20 kV o 35 kV.

Normalmente, la energía fluye desde los equipos de generación solar hacia la red de recolección o la red eléctrica, aunque las cargas auxiliares y ciertas condiciones operativas pueden provocar un flujo inverso limitado.

Cuando se incorpora un sistema de almacenamiento de energía en baterías, la arquitectura eléctrica se vuelve más compleja.

Una instalación híbrida PV-BESS puede operar en varios modos:

Modo de operación	El flujo de energía	Consideración del transformador
Generación solar	Inversor fotovoltaico → Transformador → Red eléctrica	Carga continua de generación
Carga de la batería desde la red eléctrica	Red eléctrica → Transformador → PCS del BESS	Flujo inverso de potencia activa
Descarga de la batería	BESS PCS → Transformador → Red	Carga de exportación y rendimiento térmico
Exportación de energía solar y BESS	PV + BESS → Transformador → Red	Potencia máxima combinada
Soporte reticular	Intercambio bidireccional de potencia activa/reactiva	Regulación de tensión y coordinación de protecciones
Espera	Transferencia mínima de potencia activa	Pérdidas en vacío y demanda auxiliar

En los sistemas acoplados en CA, los inversores fotovoltaicos y los sistemas de conversión de potencia de batería (PCS) pueden conectarse a una red de recogida de CA común.

Se puede utilizar un transformador dedicado para BESS, un transformador elevador compartido o varias configuraciones de transformadores, según la capacidad del sistema y la arquitectura eléctrica.

1.2 Por qué es importante el flujo bidireccional de potencia

Un transformador convencional generalmente es capaz de transferir potencia CA en ambas direcciones, siempre que se respeten sus límites de tensión, corriente, aislamiento, térmicos y de protección.

Por lo tanto, el flujo bidireccional de potencia no requiere intrínsecamente un diseño magnético completamente distinto para el transformador .

El reto de ingeniería surge de las condiciones operativas asociadas con los sistemas híbridos solares y de almacenamiento.

Estos pueden incluir:

• Cambios repetidos entre carga y descarga.

• Carga variable a lo largo del día.

• Corrientes armónicas generadas por inversores.

• Intercambio de potencia reactiva.

• Posible inyección de corriente continua.

• Diferentes contribuciones de corriente de fallo en diversos modos de funcionamiento.

• Cambios de tensión en la red de recogida.

• Largos períodos de funcionamiento en espera con energía aplicada.

Un transformador elevador fotovoltaico debe evaluarse frente a estas condiciones reales de funcionamiento, y no únicamente frente a la dirección del flujo de potencia.

2. Tensión térmica y desafíos de carga en Transformadores elevadores para sistemas BESS

2.1 Ciclado térmico durante la carga y la descarga

El rendimiento térmico es una consideración fundamental al seleccionar un Transformador elevador para sistemas BESS .

La temperatura de los devanados del transformador y del líquido aislante depende principalmente de las pérdidas eléctricas, las condiciones de refrigeración, la temperatura ambiente y la historia previa de carga.

Una planta de almacenamiento de baterías puede experimentar varios ciclos de carga y descarga dentro de un solo día.

Por ejemplo, un sistema de baterías puede cargarse durante periodos de alta generación solar, descargar durante la punta vespertina y prestar servicios adicionales a la red durante periodos intermedios.

Aunque la inversión del flujo de potencia no provoca por sí misma un calentamiento adicional a la misma corriente eficaz (RMS), los cambios frecuentes en la magnitud de la corriente pueden generar ciclos repetidos de calentamiento y enfriamiento.

Estos ciclos pueden influir en:

• La temperatura del punto caliente del devanado.

• La velocidad de envejecimiento del aislamiento.

• La dilatación y contracción térmicas.

• La carga mecánica sobre las estructuras de soporte del devanado.

• El estado a largo plazo del aceite y del aislamiento.

La variación resultante de temperatura depende de la duración de la carga y de las constantes de tiempo térmicas del transformador.

En consecuencia, el dimensionamiento del transformador debe tener en cuenta todo el perfil operativo, y no solo la potencia nominal del convertidor de potencia (PCS).

2.2 Evaluación de la temperatura del punto caliente del transformador

La vida útil del aislamiento del transformador está fuertemente influenciada por la temperatura del punto caliente del devanado.

Para transformadores sumergidos en aceite, la temperatura aproximada del punto caliente puede representarse como:

θH = θA + ΔθTO + ΔθH

Donde:

• θH: La temperatura del punto caliente del devanado.

• θA: Temperatura ambiente.

• δθTO: Elevación de la temperatura del aceite superior respecto al ambiente.

• δθH: Gradiente del punto caliente en espiral por encima de la temperatura del aceite superior.

El aumento real de la temperatura varía según la carga, el diseño de refrigeración, la geometría del transformador y su historial operativo.

Los ingenieros deben evaluar la carga utilizando las directrices aplicables, como IEEE C57.91 o IEC 60076-7, según la especificación del proyecto.

Para instalaciones de sistemas de almacenamiento de energía (BESS), un perfil de carga representativo en serie temporal puede ayudar a identificar riesgos térmicos que no aparecen en un simple cálculo de capacidad nominal.

2.3 Inyección de corriente continua y saturación del núcleo

Los convertidores electrónicos de potencia pueden introducir pequeños componentes de corriente continua en su salida de corriente alterna bajo ciertas condiciones.

Una inyección excesiva de corriente continua puede generar una polarización magnética en el núcleo del transformador, lo que podría provocar:

• Aumento de la corriente de magnetización.

• Saturación del núcleo.

• Pérdidas parásitas adicionales.

• Calefacción localizada.

• Aumento del ruido acústico.

• Vibración anormal.

Sin embargo, los inversores conectados a la red y los equipos PCS bien diseñados incorporan funciones de control y protección destinadas a limitar la inyección de corriente continua.

El desplazamiento de corriente continua debe evaluarse como un requisito de calidad de la energía y compatibilidad de equipos, no como una consecuencia inevitable de la operación bidireccional.

Los fabricantes de transformadores deben solicitar al fabricante del equipo PCS los límites específicos de inyección de corriente continua al evaluar la compatibilidad.

3. Distorsión armónica y Transformador Pérdidas en sistemas híbridos FV-BESS

3.1 Por qué los convertidores electrónicos de potencia son importantes

Los inversores fotovoltaicos y los equipos PCS para baterías utilizan conmutación semiconductor y algoritmos de control para convertir la energía eléctrica.

Estos procesos de conversión pueden introducir componentes de corriente armónica.

Según la topología del convertidor, la frecuencia de conmutación, la estrategia de control y el filtrado, los componentes armónicos relevantes pueden incluir los armónicos 5.º, 7.º, 11.º y 13.º, así como componentes de mayor frecuencia.

El espectro armónico real debe obtenerse del fabricante del equipo o mediante un estudio adecuado de calidad de la energía.

Las corrientes armónicas pueden aumentar:

• Las pérdidas por corrientes parásitas en los devanados.

• Las pérdidas dispersas en los componentes estructurales.

• El calentamiento adicional de los conductores.

• La carga térmica total del transformador.

• Tensiones eléctricas potenciales relacionadas con resonancia en el sistema general.

Dado que las pérdidas por corrientes parásitas relacionadas con armónicos dependen de la frecuencia, evaluar únicamente la corriente eficaz (RMS) a la frecuencia fundamental puede subestimar ciertas contribuciones a las pérdidas.

3.2 ¿Requieren los transformadores de los sistemas de almacenamiento de energía baterías (BESS) clasificaciones de factor K?

El factor K se utiliza comúnmente para describir la capacidad de un transformador de soportar características específicas de carga no lineal, especialmente en ciertas aplicaciones de transformadores de tipo seco.

Sin embargo, seleccionar arbitrariamente una clasificación K-4, K-9 o K-13 no constituye un requisito universal para los transformadores de elevación para energía solar y almacenamiento de energía con aislamiento líquido.

Para los transformadores de media tensión con aislamiento líquido, un enfoque de ingeniería más adecuado consiste en evaluar el espectro armónico esperado y las pérdidas adicionales resultantes.

La norma IEEE C57.110 proporciona métodos pertinentes para evaluar la capacidad de un transformador bajo condiciones de corriente de carga no senoidal dentro del alcance definido por dicha norma.

Los pasos de ingeniería recomendados incluyen:

1. Obtener los datos de corriente armónica del inversor fotovoltaico (PV) y del sistema de conversión de potencia del BESS (PCS).

2. Evaluar las condiciones operativas previstas tanto en modo de carga como en modo de descarga.

3. Calcular las pérdidas adicionales en los devanados y las pérdidas parásitas, según corresponda.

4. Verificar el aumento de temperatura en los devanados y la carga del aislamiento.

5. Determinar si es necesario un diseño especial del devanado, refrigeración adicional o reducción de la potencia nominal.

Este enfoque específico para la aplicación ayuda a evitar un sobredimensionamiento innecesario del transformador, al tiempo que protege su rendimiento a largo plazo.

3.3 Reducción del esfuerzo térmico relacionado con armónicos

Según las características del inversor y los requisitos del proyecto, las opciones de ingeniería del transformador pueden incluir:

• Diseño optimizado del conductor de los devanados.

• Transposición adecuada del conductor o disposición de los devanados.

• Margen térmico adicional.

• Capacidad de refrigeración mejorada.

• Evaluación de pérdidas bajo una carga armónica especificada.

• Filtrado coordinado a nivel del inversor o del sistema.

El filtrado armónico es generalmente una decisión de ingeniería a nivel de sistema que involucra al proveedor del sistema de conversión de potencia (PCS), al contratista EPC y al diseñador de la interconexión con la red.

El diseño del transformador por sí solo no puede resolver todos los problemas armónicos en una planta de energía híbrida.

4. Regulación de tensión y selección del cambiador de derivaciones para flujo de potencia bidireccional

4.1 Elevación y caída de tensión en sistemas híbridos

La tensión en los terminales del transformador depende del sentido y la magnitud de la potencia activa y reactiva, de la impedancia del transformador y de las características de la red conectada.

Durante la generación fotovoltaica (PV) o la descarga del sistema de almacenamiento de energía basado en baterías (BESS), la exportación de potencia puede contribuir a una elevación de la tensión en ciertos puntos de conexión.

Durante la carga desde la red, la potencia importada puede contribuir a una caída de tensión.

No obstante, la respuesta real de la tensión también depende del control de la potencia reactiva, de la impedancia del sistema, de la regulación de tensión aguas arriba y de las condiciones operativas de la red.

En las instalaciones híbridas de PV-BESS, la regulación de tensión debe coordinarse, por tanto, entre el inversor, el transformador y el sistema de conexión a la red.

4.2 Cambiadores de derivación fuera de circuito frente a cambiadores de derivación bajo carga

Se utilizan dos configuraciones comunes de cambiadores de derivación en los transformadores de potencia.

Cambiador de derivación fuera de servicio (DETC)

Un cambiador de derivación fuera de servicio permite ajustar la relación de espiras del transformador únicamente cuando este se encuentra desconectado de forma segura, según las instrucciones del fabricante.

Ventajas incluyen:

• Construcción relativamente sencilla.

• Coste inicial más bajo.

• Menor complejidad mecánica.

• Adecuado en casos donde las variaciones de tensión de operación pueden gestionarse mediante otros equipos.

Cambiador de derivaciones bajo carga (OLTC)

Un OLTC permite ajustes de derivación mientras el transformador permanece energizado y soporta carga, dentro de sus límites de diseño y funcionamiento.

Los sistemas OLTC pueden ser adecuados cuando las condiciones de tensión de la red requieren un ajuste activo de la relación del transformador.

Sin embargo, un OLTC no se requiere automáticamente únicamente porque el BESS carga y descarga con frecuencia.

Los recursos modernos basados en inversores pueden proporcionar control de tensión y potencia reactiva dentro de sus capacidades y de los requisitos establecidos en los códigos de red.

Las operaciones frecuentes de cambio de tomas también pueden generar requisitos adicionales de mantenimiento.

Recomendación de ingeniería: Evalúe las capacidades Volt-Var del inversor, la regulación de la red de media tensión, los requisitos de interconexión a la red y la frecuencia prevista de operaciones de cambio de tomas antes de especificar equipos OLTC.

5. Selección de la arquitectura adecuada para subestaciones elevadoras fotovoltaicas

5.1 Subestaciones elevadoras fotovoltaicas integradas con BESS

Asubestación elevadora fotovoltaica combinan los equipos eléctricos necesarios para conectar equipos de energía renovable de baja tensión a una red de recolección de media tensión.

Según su diseño, una subestación integrada puede incluir:

• Transformador elevador de distribución.

• Tablero de conmutación de media tensión o unidad de anillo (RMU).

• Tablero de entrada de baja tensión.

• Dispositivos de protección y control.

• Equipos de medición.

• Protección contra sobretensiones.

• Sistemas eléctricos auxiliares.

• Interfaces de supervisión y comunicación.

Una solución integrada puede reducir el número de componentes instalados individualmente en campo y simplificar la disposición del equipo.

Los beneficios potenciales del proyecto incluyen una menor superficie ocupada en la obra, conexiones integradas en fábrica, una mejor coordinación entre equipos y una planificación más ágil de la instalación.

No obstante, el cronograma final de instalación depende de las obras civiles, la aprobación de las compañías suministradoras, las pruebas en sitio y el programa general de construcción.

5.2 Subestación integrada frente a disposición modular de equipos

Factor de Selección	Subestación elevadora integrada	Disposición modular de equipos
El diseño del equipo	Paquete integrado en fábrica	Unidades separadas de transformador y tableros de conmutación
Superficie ocupada en el emplazamiento	Potencialmente compacta	Depende del espaciamiento entre equipos
Integración en fábrica	Mayor grado de preensamblaje	Puede requerirse mayor coordinación en obra
Acceso para mantenimiento	Debe incorporarse al diseño de la envolvente	Puede proporcionar una mayor separación entre los equipos
Expansión futura	Depende del diseño del paquete	A menudo ofrece una mayor flexibilidad en la disposición
Aplicación típica	Bloques solares/BESS y emplazamientos compactos	Subestaciones grandes o complejas

Para plantas híbridas a escala de servicios públicos, la arquitectura de los equipos debe seleccionarse según la facilidad de mantenimiento, los requisitos de expansión, las distancias eléctricas de seguridad, la seguridad y el costo total instalado.

5.3 Diseño de transformador con doble devanado de baja tensión

Algunas plantas fotovoltaicas/BESS utilizan transformadores con devanados independientes de baja tensión para el inversor fotovoltaico y el sistema de conversión de potencia de la batería (PCS).

Esta configuración puede ofrecer interfaces eléctricas independientes para los dos sistemas convertidores, compartiendo al mismo tiempo una conexión común de media tensión.

Ventajas potenciales incluyen:

• Disposiciones independientes de conexión de baja tensión.

• Mayor flexibilidad en la selección del voltaje de los devanados.

• Menor necesidad de ciertos equipos externos de combinación de corriente alterna.

• Diseño específico para la aplicación en cuanto a impedancia y conexión a tierra.

Sin embargo, los devanados separados no proporcionan aislamiento eléctrico completo entre los sistemas conectados en todas las condiciones de funcionamiento.

Las corrientes de falla, el acoplamiento entre devanados, los transitorios de voltaje y la coordinación de protecciones deben evaluarse mediante el circuito equivalente del transformador con múltiples devanados.

Por lo tanto, un diseño con doble secundario debe especificarse según las potencias nominales requeridas, los voltajes de los devanados, el grupo vectorial, las impedancias y las características de cortocircuito.

6. Transformador Protección para operación fotovoltaica-batería (PV-BESS) bidireccional

6.1 Protección contra sobrecorriente direccional

La protección tradicional en redes de distribución puede basarse en el supuesto de que la corriente de falla fluye principalmente desde la fuente de la compañía eléctrica hacia las cargas conectadas.

Los sistemas híbridos fotovoltaicos-baterías pueden introducir distintos caminos de aporte de corriente de falla, según el modo de operación, los controles del inversor y la configuración de la red.

Las funciones de sobrecorriente direccional, como las normas ANSI 67 y 67N, pueden resultar adecuadas cuando es necesario distinguir la dirección de la falla.

Otras funciones de protección pueden incluir:

Función ANSI	Función de protección	Consideración de Aplicación
50/51	Sobrecorriente instantánea/temporizada	Protección contra fallas de fase
50N/51N	Sobrecorriente de tierra	Detección de fallos de conexión a tierra
67/67N	Sobrecorriente direccional	Discriminación de fallos cuando existen múltiples fuentes
87T	Diferencial de transformador	Detección de fallos internos en el transformador
49	Protección Térmica	Supervisión de sobrecarga térmica
27/59	Subtensión/sobretensión	Condiciones anormales de tensión
81U/81O	Subfrecuencia/sobrefrecuencia	Perturbaciones de la frecuencia de la red

La selección de la protección depende del tamaño del transformador, de la configuración de puesta a tierra, de los requisitos del código de red y de la arquitectura de la planta.

No se debe especificar protección direccional únicamente porque la potencia activa pueda invertirse; su necesidad debe establecerse mediante un estudio de coordinación de protecciones.

6.2 Protección contra sobretensiones y coordinación del aislamiento

Las instalaciones fotovoltaicas y de sistemas de almacenamiento de energía de baterías (BESS) pueden experimentar sobretensiones inducidas por rayos, transitorios de conmutación y perturbaciones de tensión.

Los sistemas de aislamiento de los transformadores deben coordinarse con el entorno eléctrico previsto.

Los parámetros importantes incluyen:

• Tensión máxima para equipos.

• Nivel de soporte a impulsos de rayo.

• Resistencia dieléctrica a frecuencia de potencia.

• Características nominales de los pararrayos.

• Disposiciones de puesta a tierra.

• Características de aislamiento de los cables.

• Condiciones de transitorios de conmutación.

Los pararrayos de óxido metálico pueden incorporarse según los requisitos de coordinación del aislamiento del sistema.

Su selección debe considerar el sistema de puesta a tierra, la tensión máxima de funcionamiento continuo, las condiciones de sobretensión temporal y el entorno de sobretensiones esperado.

6.3 Supervisión del transformador e integración con SCADA

Las plantas solares fotovoltaicas con sistemas de almacenamiento de energía (PV-BESS) de gran tamaño suelen incorporar sistemas centralizados de control supervisado y adquisición de datos (SCADA).

Según el diseño del transformador y los requisitos del proyecto, la supervisión puede incluir:

• Temperatura del aceite en la parte superior.

• Indicación o estimación de la temperatura del devanado.

• Nivel del líquido.

• Estado del dispositivo de alivio de presión.

• Protección contra acumulación de gas, cuando proceda.

• Estado del sistema de refrigeración.

• Contactos de alarma y disparo.

Los relés Buchholz suelen asociarse con transformadores sumergidos en líquido de tipo conservador adecuados, y no con todos los transformadores de distribución herméticos.

Los datos de supervisión pueden conectarse a sistemas SCADA o de gestión energética a nivel de planta mediante una interfaz de control adecuada.

Dicha integración puede apoyar la supervisión del estado, la planificación del mantenimiento y la visibilidad operativa.

7. Normas IEEE e IEC para Transformadores elevadores PV-BESS

Los proyectos internacionales de energía renovable deben cumplir las normas aplicables para transformadores y los requisitos locales de interconexión a la red.

Las siguientes normas ofrecen referencias técnicas pertinentes.

Estándar	Ámbito de aplicación	Relevancia para proyectos PV-BESS
IEEE C57.159	Guía para transformadores en sistemas de generación fotovoltaica distribuida	Orientación sobre la aplicación de transformadores para inversores fotovoltaicos
IEEE C57.12.00	Requisitos generales para transformadores sumergidos en líquido	Construcción y rendimiento de transformadores
IEEE C57.110	Capacidad de los transformadores bajo corrientes de carga no sinusoidales	Evaluación de las pérdidas armónicas y de la carga
IEEE C57.91	Carga de transformadores sumergidos en aceite mineral	Rendimiento térmico y envejecimiento del aislamiento
IEC 60076-1	Requisitos generales para transformadores de potencia	Clasificaciones y especificaciones generales
IEC 60076-2	Elevación de temperatura en transformadores sumergidos en líquido	Ensayos térmicos y límites
IEC 60076-5	Capacidad para soportar cortocircuitos	Requisitos de resistencia a cortocircuitos
IEC 60076-7	Guía de carga para transformadores sumergidos en aceite mineral	Evaluación del ciclo de carga
IEC 60076-16	Transformadores para aplicaciones en turbinas eólicas	Principalmente relevante para transformadores elevadores en turbinas eólicas
IEEE 1547	Interconexión de recursos distribuidos de energía	Requisitos de interfaz con la red para los recursos distribuidos de energía (DER) dentro de su alcance

La norma IEC/IEEE 60076-16 está específicamente destinada a aplicaciones de transformadores elevadores para turbinas eólicas. No debe presentarse como una norma específica para transformadores PV-BESS.

Asimismo, la norma IEEE C57.159 ofrece orientación para aplicaciones de transformadores fotovoltaicos distribuidos, pero no sustituye las normas generales de diseño, ensayo e interconexión a la red para transformadores.

Para instalaciones híbridas, los ingenieros deben especificar los requisitos aplicables por separado y confirmar si determinadas disposiciones son relevantes para la configuración del transformador seleccionada.

8. Selección de fluidos aislantes para transformadores solares y BESS

La selección del líquido aislante influye en el rendimiento dieléctrico, la transferencia de calor, la protección contra incendios y las consideraciones ambientales.

8.1 Transformadores con aceite mineral

El aceite mineral sigue siendo un medio aislante y refrigerante común para transformadores sumergidos en líquido.

Sus ventajas incluyen prácticas de fabricación consolidadas, amplia disponibilidad, experiencia operativa comprobada y, en general, un costo inicial competitivo.

8.2 Fluidos aislantes de éster natural

Los fluidos de éster natural se consideran cada vez más para instalaciones donde la seguridad contra incendios y el rendimiento medioambiental son importantes.

En comparación con el aceite aislante mineral convencional, los fluidos de éster natural adecuados ofrecen generalmente:

• Puntos de inflamación más altos.

• Características favorables de biodegradabilidad.

• Propiedades distintas de gestión de la humedad.

• Posibles ventajas en aplicaciones seleccionadas sensibles al fuego.

Algunos fluidos comerciales de éster natural tienen puntos de inflamación superiores a 300 °C.

No obstante, el fluido seleccionado debe ser compatible con el sistema de aislamiento del transformador, las juntas, la disposición de refrigeración y los procedimientos de mantenimiento.

La selección del fluido también debe considerar las normativas aplicables de protección contra incendios, los requisitos de contención y las especificaciones ambientales del proyecto.

Ni el fluido éster natural ni el aceite mineral deben seleccionarse en función de una única característica de rendimiento.

9. Dimensionamiento práctico del transformador para un proyecto híbrido FV-SEB

Considérese una instalación híbrida ilustrativa con los siguientes parámetros de diseño:

• Capacidad del inversor FV: 3 MW.

• Capacidad de descarga del convertidor de potencia del SEB: 2 MW.

• Capacidad de carga del convertidor de potencia del SEB: 2 MW.

• Sistema de recolección de media tensión: 35 kV.

• Disposición común de recolección CA.

Si el sistema de control permite que la FV y el SEB exporten simultáneamente a sus máximas potencias activas nominales, la salida combinada puede alcanzar:

3 MW + 2 MW = 5 MW

Con un factor de potencia supuesto de 0,95, el requisito aproximado de potencia aparente es:

S = P / PF

S = 5.000 kW / 0,95 = 5.263 kVA

Una evaluación preliminar de ingeniería podría considerar, por tanto, calificaciones de transformadores superiores a esta potencia aparente calculada, sujetas al régimen operativo requerido, las condiciones de refrigeración y las normas aplicables.

No obstante, la selección real debe examinar factores adicionales.

Por ejemplo, si el controlador de la planta limita la exportación total a 4 MW, el requisito correspondiente de carga del transformador podría ser distinto.

Asimismo, la carga de baterías podría generar escenarios adicionales de flujo de potencia, dependiendo de si la energía se suministra mediante generación solar, la red eléctrica o ambas.

La calificación final del transformador debe establecerse a partir de una matriz operativa completa que incluya:

1. Exportación máxima simultánea de PV y BESS.

2. Importación máxima permitida de la red.

3. Límites operativos de potencia reactiva.

4. Carga armónica.

5. Cargas auxiliares del transformador.

6. Temperatura ambiente.

7. Ampliación futura de capacidad.

8. Condiciones permitidas de sobrecarga.

En los transformadores de múltiples devanados, cada devanado también debe evaluarse según su calificación individual y sus límites de corriente.

El principio fundamental consiste en dimensionar el transformador para las condiciones operativas eléctricas y térmicas máximas verosímiles, no simplemente para la suma de las potencias nominales de los equipos instalados.

10. Soluciones personalizadas de transformadores elevadores PV-BESS de Jiangsu Dingxin Electric

Jiangsu Dingxin Electric es un fabricante de transformadores de distribución, transformadores de potencia y subestaciones prefabricadas que atiende a mercados internacionales de infraestructura eléctrica.

Con más de 30 años de experiencia en la industria de transformadores, Dingxin ofrece soporte de ingeniería orientado a la fabricación y a las aplicaciones para proyectos de energías renovables, distribución industrial y servicios públicos.

10.1 Transformadores personalizados para proyectos solares y de almacenamiento de baterías

Las aplicaciones fotovoltaicas (PV) y de sistemas de almacenamiento de energía con baterías (BESS) suelen requerir configuraciones eléctricas distintas a las de los proyectos convencionales de distribución comercial.

Dingxin colabora con los clientes para revisar los requisitos específicos del proyecto, que incluyen:

• Clasificaciones de transformadores de media tensión.

• Disposiciones de conexión de inversores fotovoltaicos (PV) y de convertidores de potencia para sistemas de almacenamiento de energía con baterías (BESS PCS).

• Combinaciones de tensiones primaria y secundaria.

• Arrollamientos de baja tensión simples o múltiples.

• Grupos vectoriales de transformadores.

• Requisitos de impedancia.

• Selección del líquido aislante.

• Disposiciones de refrigeración.

• Configuraciones de recintos exteriores.

• Accesorios de protección y supervisión.

Para proyectos que impliquen sistemas de recolección de clase 35 kV, se pueden evaluar diseños personalizados de subestaciones integradas según la tensión requerida, la capacidad, la disposición de los equipos de conmutación y las condiciones de instalación.

10.2 Soporte técnico para flujo de potencia bidireccional

Una integración fiable de PV-BESS exige coordinación entre el diseño del transformador y la ingeniería eléctrica a nivel de sistema.

Durante la revisión de las especificaciones técnicas, las consideraciones importantes incluyen:

Evaluación térmica: Evaluar los ciclos de carga, las temperaturas ambiente y el aumento de temperatura en los devanados.

Evaluación armónica: Revisar los datos armónicos del inversor y del sistema de conversión de potencia (PCS) para determinar si son necesarios cálculos adicionales de pérdidas o disposiciones de diseño.

Configuración Eléctrica: Ajustar el voltaje de devanado, la impedancia, el grupo vectorial y las disposiciones de puesta a tierra al sistema híbrido de potencia.

Compatibilidad de protecciones: Coordinar los requisitos de protección del transformador con los sistemas de relés y las disposiciones de conmutación del sistema.

Pruebas y documentación: Establecer los requisitos aplicables de IEEE/IEC, los criterios de aceptación en fábrica y la documentación técnica antes de la fabricación.

Dingxin puede apoyar discusiones sobre especificaciones personalizadas de transformadores para contratistas EPC solares, desarrolladores de energías renovables y socios de integración de sistemas de almacenamiento de energía (BESS).

Las calificaciones reales del producto, su estado de cumplimiento, el alcance de las pruebas y las configuraciones disponibles deben confirmarse con la documentación técnica específica del proyecto.

11. Preguntas frecuentes sobre transformadores elevadores PV-BESS

¿Qué es un transformador de flujo de potencia bidireccional?

Un transformador de flujo de potencia bidireccional es un transformador utilizado en un sistema eléctrico donde la potencia activa puede fluir en cualquiera de las dos direcciones.

Los transformadores de corriente alterna convencionales generalmente pueden transferir potencia en ambas direcciones, pero las aplicaciones híbridas de energías renovables pueden requerir una evaluación adicional de los ciclos de carga, armónicos, regulación de tensión y protección.

¿En qué se diferencia un transformador elevador para BESS de un transformador solar convencional?

Un transformador elevador para BESS puede operar en condiciones de carga, descarga, espera y soporte de potencia reactiva.

En comparación con una aplicación convencional de generación solar, su perfil de operación puede implicar ciclos de carga diferentes y requisitos distintos de calidad de potencia.

El diseño del transformador debe adaptarse a las características reales del PCS y a las condiciones de operación del sistema.

¿Puede un solo transformador conectar tanto inversores fotovoltaicos como equipos PCS para BESS?

Sí. Es posible una disposición compartida de transformadores si se diseña adecuadamente la arquitectura eléctrica, las calificaciones de los devanados, los niveles de tensión, la coordinación de protecciones y la capacidad térmica.

Las opciones incluyen un bus de baja tensión común o un diseño de transformador de múltiples devanados.

¿Provoca el flujo bidireccional de potencia la saturación del transformador?

No por sí solo.

La saturación del núcleo está asociada a condiciones magnéticas de operación, como una relación tensión-frecuencia excesiva, polarización de corriente continua (DC bias) o ciertas condiciones transitorias.

La dirección habitual del flujo de potencia activa en corriente alterna, por sí sola, no provoca intrínsecamente la saturación del núcleo del transformador.

¿Son obligatorios los transformadores con factor K para las instalaciones de BESS?

No. La carga armónica debe evaluarse mediante el espectro real de corriente del PCS y la metodología de diseño de transformadores aplicable.

No debe asumirse que una designación específica de factor K sea obligatoria para todo transformador de BESS sumergido en líquido.

¿Se requiere un regulador de tensión bajo carga (OLTC) para una subestación elevadora PV-BESS?

No necesariamente.

Los requisitos del cambiador de tomas bajo carga (OLTC) dependen de las condiciones de tensión de la red, de las capacidades reactivas del inversor, de la estrategia de regulación de la red y de las especificaciones del proyecto.

Muchas instalaciones utilizan disposiciones de tomas sin carga combinadas con una regulación adecuada de la tensión a nivel de inversor y de red.

¿Qué normas son aplicables a los transformadores fotovoltaicos-baterías (PV-BESS)?

Las referencias pertinentes pueden incluir IEEE C57.159, IEEE C57.12.00, IEEE C57.110, IEC 60076-1, IEC 60076-2, IEC 60076-5 y las guías de carga aplicables.

Los requisitos de interconexión a la red deben considerarse por separado.

¿Cómo puede un fabricante de transformadores apoyar proyectos híbridos PV-BESS?

Un fabricante puede apoyar la selección específica del proyecto del transformador, la configuración de los devanados, la evaluación de pérdidas, el diseño del aislamiento, la evaluación del rendimiento térmico, la selección de accesorios y la documentación de las pruebas en fábrica.

La especificación final del equipo debe coordinarse entre el contratista EPC, el proveedor del sistema de conversión de potencia (PCS), el ingeniero de red y el fabricante del transformador.

12. Conclusión: Ingeniería fiable Infraestructura de potencia PV-BESS

A medida que la generación solar y el almacenamiento de energía mediante baterías se integran cada vez más, la selección de transformadores va más allá de la simple coincidencia de capacidad nominal y tensión convencionales.

Una solución fiable subestación elevadora fotovoltaica debe soportar las características operativas de los sistemas híbridos de energías renovables, manteniendo al mismo tiempo un rendimiento térmico, dieléctrico y eléctrico adecuado.

Consideraciones críticas de ingeniería incluyen:

• Flujo bidireccional de potencia activa y reactiva.

• Perfiles variables de carga y descarga.

• Características de corriente armónica.

• Carga térmica del transformador y envejecimiento del aislamiento.

• Regulación de tensión y selección de derivaciones (taps).

• Corriente de cortocircuito procedente de múltiples fuentes y coordinación de protecciones.

• Normas IEEE/IEC aplicables.

• Requisitos de fiabilidad y mantenimiento a largo plazo.

En proyectos de energías renovables a gran escala, la coordinación temprana entre los fabricantes de transformadores, los contratistas EPC, los proveedores de sistemas de conversión de potencia (PCS) y los ingenieros de las compañías eléctricas puede reducir los riesgos de integración y mejorar la compatibilidad del equipo.

Solicite un transformador elevador personalizado PV-BESS.

¿Está diseñando un proyecto híbrido de energía solar más almacenamiento o actualizando una subestación existente de energías renovables?

Jiangsu Dingxin Electric ofrece soluciones personalizadas de transformadores y subestaciones integradas para generación fotovoltaica, almacenamiento de energía mediante baterías y distribución de energía en media tensión.

Nuestro equipo puede revisar sus requisitos eléctricos, incluyendo la capacidad del transformador, el voltaje del sistema, la configuración de devanados, los accesorios de protección y las normas de ingeniería aplicables.

Póngase en contacto con Dingxin Electric para solicitar una revisión específica del proyecto de las especificaciones del transformador o una solicitud técnica de cotización (RFQ).

Sitio web: https://www.dishinelectric.com/