A inicios de 2026 realizamos una revisión técnica de un transformador para un proyecto fotovoltaico en Chile. La especificación técnica proporcionada por el propietario era muy completa: la capacidad, el nivel de voltaje, el voltaje de impedancia y los límites de pérdida estaban claramente definidos. El proceso de diseño siguió los estándares IEC y todo parecía estar en orden.
Sin embargo, cuando revisamos la sección de condiciones ambientales, notamos un detalle crítico: la temperatura ambiente máxima de verano en el sitio del proyecto se especificó en 45°C..
La temperatura ambiente de diseño predeterminada según IEC 60076 es 40 °C . Una diferencia de 5°C significa una reducción de 5K en el margen de aumento de temperatura disponible del devanado. Es posible que esto no se note durante la etapa de operación inicial, pero después de tres a cinco años, la diferencia en la tasa de envejecimiento del aislamiento puede volverse significativa gradualmente. Incluimos este riesgo en nuestros comentarios técnicos y, posteriormente, el propietario ajustó los parámetros de diseño del aumento de temperatura en consecuencia.
Este caso puso de relieve una cuestión importante: en los proyectos de energía renovable de América del Sur, a muchos equipos de diseño no les falta conocimiento técnico. El desafío es que durante la etapa de entrada del diseño, las condiciones ambientales a menudo se basan en valores predeterminados estándar en lugar de las condiciones reales del sitio.
Esta guía resume tres escenarios de aplicación típicos basados en la experiencia acumulada por el equipo de ingeniería de Shengsheng Electric en el apoyo a proyectos de energía eólica y fotovoltaica en América del Sur, proporcionando referencias prácticas para contratistas de EPC y consultores de ingeniería.
El desierto de Atacama es una de las regiones con mayores niveles de radiación solar del mundo. Según IEC 60076 , la temperatura ambiente de referencia estándar para el diseño de transformadores es de 40°C . Sin embargo, en las zonas desérticas, la temperatura ambiente de las tardes de verano suele superar los 45°C , mientras que las temperaturas de la superficie del suelo pueden ser incluso más altas.
El patrón operativo de los proyectos fotovoltaicos intensifica aún más este desafío. Durante el día, los transformadores funcionan a plena carga cuando la generación solar alcanza su punto máximo, mientras que por la noche la carga cae casi a cero. Esto significa que el transformador experimenta un ciclo térmico completo todos los días. La expansión y contracción repetidas causadas por los cambios de temperatura ejercen una mayor presión sobre los sistemas de aislamiento y los componentes de sellado en comparación con el funcionamiento estable continuo.
La tasa de envejecimiento del aislamiento del transformador aproximadamente se duplica por cada aumento de 6 a 8 °C en la temperatura de funcionamiento . Cuando la temperatura ambiente aumenta de 40 °C a 48 °C , la temperatura del punto caliente del devanado aumenta en consecuencia. El proceso de envejecimiento del aislamiento no es un aumento lineal sino un deterioro acelerado y exponencial.
En proyectos respaldados por el equipo de ingeniería de Shengsheng Electric , descubrimos que los transformadores con diseños estándar que operaban en ambientes desérticos mostraban un mayor contenido de humedad en el aceite del transformador y mayores valores de pérdida dieléctrica en comparación con equipos de la misma edad después de solo dos o tres años de operación. En casos más graves, es posible que sea necesario cambiar el aceite o realizar una revisión de fábrica después de unos cinco años de funcionamiento.
No aplique parámetros de diseño de aumento de temperatura estándar sin realizar ajustes.
Durante la etapa de selección del transformador, los propietarios del proyecto deben proporcionar datos climáticos históricos para el sitio de instalación, preferiblemente que abarquen al menos los últimos 10 años. La atención debería centrarse en la temperatura ambiente máxima extrema , en lugar de en las temperaturas mensuales medias. Luego, se deben recalcular el aumento de temperatura del devanado y el aumento de la temperatura superior del aceite en función de las condiciones reales del sitio.
Los límites de aumento de temperatura especificados en IEC 60076-2 para transformadores sumergidos en líquido se basan en una temperatura ambiente de referencia de 40 °C . Por cada aumento adicional de 1°C en la temperatura ambiente , el margen de aumento de temperatura disponible se reduce en aproximadamente 1K.
Durante las revisiones técnicas de proyectos fotovoltaicos en el desierto, a menudo encontramos que los radiadores se seleccionan en función de la condición ambiente estándar de 40°C. Aunque el transformador puede pasar las pruebas de fábrica y la puesta en servicio inicial sin problemas, operar continuamente en ambientes superiores a 45°C puede resultar en temperaturas superiores del aceite significativamente más altas durante el funcionamiento a largo plazo.
Por lo tanto, para proyectos solares en el desierto, el diseño térmico del transformador debe evaluarse en función de las peores condiciones ambientales reales , incluida la temperatura ambiente máxima, el funcionamiento a plena carga, la capacidad de refrigeración y los requisitos de envejecimiento del aislamiento.
La arena y el polvo son grandes desafíos en los entornos desérticos
En las zonas desérticas, los fuertes vientos y las partículas de arena en el aire crean riesgos adicionales para el funcionamiento de los transformadores. En el caso de los transformadores convencionales de tipo conservador, el respiradero puede obstruirse fácilmente con el polvo y la arena. Una vez que la función de eliminación de humedad se ve comprometida, el aceite aislante queda directamente expuesto a la humedad del aire, lo que aumenta significativamente el riesgo de contaminación por aceite y degradación del aislamiento.
Un transformador de tanque corrugado completamente sellado elimina este modo de falla. No requiere conservador de aceite ni respiradero y el aceite aislante está completamente aislado del contacto directo con el aire externo. Los transformadores elevadores de 33 kV/0,69 kV suministrados por Shengsheng Electric para plantas de energía solar en Arabia Saudita adoptan esta estructura, combinada con aislamiento Clase F, refrigeración ONAN y protección IP55 , y han logrado un funcionamiento estable en entornos hostiles.
El método de refrigeración ONAN (Oil Natural Air Natural) puede no siempre ser suficiente para entornos desérticos con temperaturas extremadamente altas.
Si hay suficiente espacio de instalación disponible, aumentar la superficie del radiador puede mejorar el rendimiento de disipación de calor. Sin embargo, cuando el espacio es limitado, soluciones alternativas como sistemas de refrigeración ONAF (Oil Natural Air Forced) o circulación forzada de aceite. se deben evaluar
Los criterios de evaluación clave son si el aumento calculado de la temperatura máxima del aceite y el aumento promedio de la temperatura del devanado permanecen dentro de los límites permitidos en las condiciones más severas, incluida la temperatura ambiente más alta y el funcionamiento a plena carga.
Un proyecto fotovoltaico ubicado en el desierto de Atacama de Chile, uno de los entornos solares más extremos del mundo, fue equipado con tres transformadores elevadores de 220 kV . El sitio del proyecto experimenta fluctuaciones de temperatura diarias excepcionalmente grandes en comparación con la mayoría de los sitios de energía renovable en América del Sur.
Estos proyectos impusieron requisitos más altos en cuanto a la capacidad de enfriamiento del transformador y el rendimiento del sellado que las aplicaciones estándar.
Según nuestra experiencia con entornos similares, cuando la temperatura ambiente supera los 45°C, , el aislamiento Clase F debe considerarse un requisito básico . La superficie de enfriamiento requerida debe recalcularse de acuerdo con las condiciones reales del sitio, en lugar de simplemente aplicar diseños de transformadores estándar.
La región costera nororiental de Brasil es una de las zonas más ricas en energía eólica de América del Sur. Desde Ceará hasta Bahía, miles de kilómetros de costa albergan numerosos parques eólicos. Los equipos instalados en la parte inferior de las torres de las turbinas eólicas o cerca de las turbinas están continuamente expuestos al aire marino salado.
La niebla salina causa daños integrales a los transformadores, incluyendo ampollas y desprendimientos del revestimiento, corrosión de los terminales que aumenta la resistencia de contacto, oxidación de los sujetadores que dificulta el mantenimiento y el desmontaje, y sellos envejecidos que permiten que el aire cargado de sal penetre en el tanque del transformador. En estas condiciones, los revestimientos anticorrosión estándar pueden comenzar a mostrar manchas de óxido en tan sólo dos o tres años.
Un estudio de corrosión realizado en un proyecto de línea de transmisión de 1.150 km en Brasil proporciona una referencia valiosa. El proyecto se diseñó inicialmente de acuerdo con los requisitos de la categoría de corrosión C3 . Sin embargo, después de un año de funcionamiento, las mediciones de campo mostraron que el ambiente de corrosión real había alcanzado C5-Cx (corrosividad extrema) . niveles Las tasas de corrosión del acero al carbono medidas en muestras de subestaciones oscilaron entre 23 μm/año y 225 μm/año..
La diferencia entre la estimación teórica y las condiciones de corrosión reales puede alcanzar dos categorías de corrosión. La selección de materiales basándose en niveles de corrosión subestimados puede reducir significativamente la vida útil del equipo.
Para proyectos costeros, el sistema de protección contra la corrosión debe diseñarse al menos de acuerdo con los requisitos de la categoría C4 de la norma ISO 12944-2 . Para instalaciones dentro de los 500 metros de la costa , de categoría C5-M . se recomienda protección
Los componentes y sujetadores de los terminales deben utilizar de acero inoxidable 304 o 316 . materiales Las placas de identificación deben estar hechas de acero inoxidable con grabado láser, ya que las placas de identificación de aluminio convencionales pueden volverse borrosas o dañarse después de varios años en ambientes con niebla salina.
La diferencia entre la protección C5-M y C4 no es simplemente aplicar 'una capa más de pintura'. El sistema de recubrimiento completo, incluida la imprimación, el recubrimiento intermedio y la capa superior, requiere diferentes materiales, espesores y procedimientos de aplicación.
Para un proyecto de subestación en contenedores suministrado por Shengsheng Electric en Santiago, Chile, el equipo fue diseñado de acuerdo con los requisitos de protección contra la corrosión C5-M con un grado de protección IP54 , considerando la ubicación costera del proyecto y las condiciones de alta humedad.
La niebla salina no sólo corroe las estructuras externas sino que también puede ingresar al interior del transformador a través de puntos de sellado débiles y contaminar el aceite aislante.
Todos los materiales de sellado deben tener suficiente resistencia al envejecimiento por niebla salina. Los puntos de entrada de cables requieren un tratamiento de sellado cuidadoso sin puntos débiles. El proceso de soldadura de los tanques de cartón corrugado debe garantizar que no haya poros, grietas o defectos de soldadura que puedan comprometer el rendimiento del sellado.
Los transformadores instalados dentro de torres de turbinas eólicas enfrentan desafíos adicionales, incluida la vibración y el espacio de instalación limitado.
La estructura mecánica debe diseñarse con suficiente resistencia a las vibraciones. Las dimensiones del transformador deben coincidir con los requisitos de espacio interno de la torre, y algunas ubicaciones de las turbinas pueden requerir la consideración de condiciones de instalación inclinadas.
El Proyecto de Energía Eólica Palmeiras de las Tres Gargantas de Brasil está ubicado en el estado de Paraíba, Brasil. El proyecto tiene una capacidad instalada total de 648MW , incluyendo 108 turbinas eólicas de 6MW cada una , junto con una subestación de 500kV equipada con dos transformadores divididos de 370MVA/500kV..
Los proyectos de energía renovable a gran escala suelen tener requisitos estrictos de protección contra la corrosión de alto nivel. Para los ingenieros de transformadores involucrados en estos proyectos, la protección contra la corrosión no se limita únicamente al espesor del recubrimiento. El material de la carcasa, el proceso de soldadura y el sistema de recubrimiento deben diseñarse sistemáticamente de acuerdo con los requisitos C5-M , en lugar de simplemente indicar 'tratamiento anticorrosión mejorado' en una cotización.
La Cordillera de los Andes se extiende a lo largo del lado occidental de América del Sur y muchos proyectos de energía renovable en Perú, Chile, Argentina y Bolivia están ubicados a elevaciones superiores a los 3.000 metros..
Los entornos de gran altitud afectan a los transformadores de dos maneras principales:
Primero, la densidad del aire reducida disminuye la capacidad de disipación de calor . A medida que la altitud aumenta cada 1.000 metros , la densidad del aire disminuye aproximadamente un 10% , lo que resulta en una reducción de la eficiencia del enfriamiento por convección.
En segundo lugar, la reducción de la resistencia del aislamiento del aire requiere mayores distancias de aislamiento externo . Por cada 1.000 metros de aumento de altitud , la resistencia del aislamiento del aire disminuye aproximadamente entre un 8% y un 10%..
Según IEC 60076-2 , los parámetros de aislamiento deben corregirse cuando la altitud de instalación supera los 1.000 metros . El factor de corrección es:
Ka = exp((H-1000)/8150)
donde H representa la altitud de instalación en metros.
Sin embargo, en revisiones de proyectos reales, un transformador instalado a 3.000 metros de altitud no puede solucionarse simplemente aumentando las distancias de aislamiento. Muchos proyectos pasan pruebas de resistencia a alto voltaje pero luego experimentan un aumento excesivo de la temperatura de funcionamiento porque no se ha considerado la corrección térmica junto con el ajuste del aislamiento.
Un error común es corregir sólo el nivel de aislamiento ignorando el rendimiento de refrigeración. Como resultado, el lado de alto voltaje del transformador pasa las pruebas dieléctricas, pero la capacidad de carga real a gran altitud se reduce, no porque el transformador no pueda manejar la carga eléctrica, sino porque la disipación de calor es insuficiente y las temperaturas del devanado exceden los límites permitidos, lo que obliga a una reducción de potencia operativa.
Se deben corregir tanto el rendimiento de aislamiento como de refrigeración.
Según los requisitos de IEC, por encima de los 1000 metros de altitud , el límite de aumento de temperatura permitido debe reducirse en aproximadamente 1 K por cada 250 metros adicionales..
Por ejemplo:
Un transformador instalado a 1.600 metros de altitud debería tener su límite de aumento de temperatura reducido en aproximadamente 3°C..
A 3.000 metros de altitud , el límite de aumento de temperatura debería reducirse en aproximadamente 8K.
En el diseño práctico de un transformador, un transformador diseñado originalmente para una temperatura ambiente de 40°C al nivel del mar puede tener su capacidad utilizable reducida a alrededor del 90% cuando se instala a 3.000 metros de altitud..
El factor de reducción exacto depende del método de enfriamiento. Los transformadores enfriados naturalmente generalmente se ven más afectados por la altitud en comparación con los transformadores enfriados por aire forzado.
Las distancias entre los bujes, las distancias entre fases y las distancias entre las partes vivas y el suelo deben recalcularse de acuerdo con los factores de corrección de altitud.
A una altitud de 3.000 metros , la distancia de aislamiento requerida para el mismo nivel de tensión puede ser aproximadamente un 27% mayor en comparación con las instalaciones al nivel del mar.
Si el espacio de instalación es limitado, las soluciones pueden incluir la selección de casquillos con clasificaciones de aislamiento más altas o el uso de casquillos aislantes compuestos para compensar la resistencia reducida del aislamiento del aire.
Una planta de energía fotovoltaica ubicada en la región de los Andes de Perú es uno de los proyectos solares más grandes del país. Se espera que el proyecto entre en operación en 2026, con una capacidad de generación eléctrica anual de aproximadamente 1,2TWh..
Los dos transformadores divididos SFFZ-235000/220 suministrados para el proyecto fueron diseñados especialmente para operación a gran altitud, teniendo en cuenta los requisitos sísmicos en Perú, incluido un nivel de aceleración sísmica de 0,5 g..
CHINT suministró un transformador sumergido en aceite de 75MVA y 138kV para el proyecto de energía eólica ENGIE Perú. El transformador adopta una estructura completamente sellada para soportar entornos de gran altitud con fuerte exposición al viento y al polvo.
Según nuestra experiencia con proyectos similares, recomendamos no finalizar una solución de transformador antes de obtener datos precisos de altitud y clima local.
El enfoque correcto es:
Calcule los factores de corrección de aislamiento según IEC 60076-2.
Evaluar los requisitos de corrección del aumento de temperatura.
Determine si es necesario ajustar la capacidad o mejorar el nivel de aislamiento.
Completar este análisis al inicio del proyecto puede evitar ajustes técnicos importantes más adelante.
Según nuestra experiencia práctica en proyectos, muchos problemas de operación de transformadores a largo plazo en proyectos de energía renovable no son causados por problemas de calidad de fabricación, sino por la falta de parámetros ambientales críticos durante la etapa inicial de entrada del diseño.
Datos de entrada de diseño recomendados para propietarios y contratistas EPC
Parámetro de entrada de diseño |
Principales factores que influyen |
Impacto en el diseño de transformadores |
|---|---|---|
Temperatura ambiente máxima en el sitio del proyecto. |
Temperaturas extremas de verano en regiones desérticas y de altas temperaturas |
Afecta el aumento de temperatura del devanado, el tamaño del radiador y la selección del método de enfriamiento. |
Temperatura ambiente mínima |
Zonas montañosas o de latitudes altas |
Afecta la estructura de sellado, la selección de accesorios y el rendimiento del aceite aislante. |
Altitud de instalación |
Cordillera de los Andes, proyectos altiplánicos. |
Afecta el nivel de aislamiento externo, la selección de casquillos y la corrección del aumento de temperatura. |
Calidad del aire y nivel de polvo. |
Regiones desérticas y áridas. |
Afecta la estructura del tanque, el grado de protección y el diseño de sellado. |
Nivel de niebla salina |
Proyectos de energía eólica costera |
Afecta el nivel de protección contra la corrosión, el sistema de recubrimiento y los materiales de los componentes externos. |
Condiciones de humedad y lluvia. |
Regiones tropicales y costeras |
Afecta la protección contra la humedad, la resistencia a la corrosión y la confiabilidad del aislamiento. |
Intensidad sísmica |
Zonas propensas a terremotos como Chile y Perú |
Afecta la resistencia mecánica y los requisitos de diseño sísmico. |
Parámetros de conexión a red |
Nivel de voltaje, capacidad de cortocircuito, requisitos del sistema. |
Afecta la impedancia, los parámetros eléctricos y los requisitos de prueba. |
Condiciones de funcionamiento |
Funcionamiento continuo, carga cíclica, requisitos de sobrecarga. |
Afecta el margen de capacidad y el diseño de estabilidad térmica. |
Según nuestra experiencia con proyectos de energía renovable en América del Sur, tres acciones son críticas durante la etapa de selección del transformador.
La temperatura extrema, la altitud, el nivel de niebla salina, la humedad y la intensidad sísmica son los parámetros clave que determinan el diseño del transformador.
Cuanto antes se confirmen estos parámetros, más precisa será la solución técnica.
Las normas IEC proporcionan condiciones de referencia, pero las condiciones reales del proyecto deben obtenerse del propietario, del consultor de ingeniería o de fuentes meteorológicas locales.
Los diferentes países de América del Sur tienen diferentes requisitos técnicos:
Brasil: serie ABNT NBR 5356 + certificación INMETRO + requisitos ANEEL
Chile: Certificación IEC 60076 + SEC (los requisitos de eficiencia energética pueden requerir el nivel IE3)
Colombia: IEC 60076 + reglamento técnico RETIE
Argentina: Normas IRAM + Certificación IRAM
Perú: IEC 60076, con requisitos más altos que a menudo se aplican en proyectos mineros
Antes de seleccionar el transformador, confirme los estándares específicos enumerados en la especificación técnica y verifique que los informes de prueba de tipo del proveedor cubran la versión de diseño actual.
Diseños de transformadores no estándar, como:
Mayor superficie de enfriamiento
Mayores niveles de aislamiento
Sistemas de recubrimiento anticorrosión personalizados
requieren tiempo adicional de diseño de ingeniería y fabricación.
Esperar hasta que el proyecto esté a punto de comenzar y luego solicitar la entrega con urgencia suele dar lugar a la selección de productos estándar con una adaptabilidad medioambiental limitada.
Para proyectos de energía renovable en ambientes extremos, la comunicación técnica temprana con el fabricante del transformador es esencial para garantizar la confiabilidad a largo plazo.
Fundada en 2014, Shengsheng Electric, se especializa en la fabricación de equipos eléctricos, incluidos transformadores sumergidos en aceite, transformadores tipo seco, transformadores de aleación amorfa, subestaciones prefabricadas , y aparamenta.
La empresa ofrece soluciones de transformadores personalizadas de acuerdo con estándares internacionales como IEC 60076 y GOST . Sus productos se han suministrado a más de 30 países y regiones , incluidos mercados de Medio Oriente, África, Sudeste Asiático y América del Sur..
El enfoque del equipo de ingeniería de Shengsheng Electric es evaluar primero las condiciones ambientales y los requisitos operativos y luego desarrollar la solución técnica , en lugar de esperar hasta que el equipo llegue al sitio del proyecto para resolver los problemas de compatibilidad.
Después de recibir las especificaciones del proyecto, nuestros ingenieros revisan si el diseño del transformador seleccionado coincide con las condiciones reales de la aplicación. Se identifican los riesgos potenciales y se brindan recomendaciones técnicas durante la etapa inicial de diseño.
Para entornos operativos desafiantes como:
Zonas desérticas de alta temperatura
Regiones de gran altitud
Zonas costeras con exposición grave a la niebla salina
Shengsheng Electric ha desarrollado soluciones de diseño personalizadas basadas en la experiencia práctica en proyectos.
Podemos proporcionar registros de producción y pruebas, incluidos videos de fabricación e inspección, que admitan tanto la inspección remota como las pruebas de aceptación en fábrica (FAT) in situ..
Los productos están diseñados y fabricados de acuerdo con los estándares IEC 60076 y se pueden personalizar según los requisitos del proyecto, que incluyen:
Requisitos de certificación GOST
Clasificaciones de condiciones ambientales ampliadas
Paquetes de documentación técnica personalizados
A través de una coordinación técnica temprana, un diseño de ingeniería personalizado y un estricto control de fabricación, Shengsheng Electric ayuda a los proyectos de energía renovable a lograr un rendimiento confiable del transformador en entornos exigentes.
R: La selección depende del entorno de instalación y de los requisitos de la aplicación.
Para las subestaciones fotovoltaicas al aire libre y las subestaciones de parques eólicos, los transformadores sumergidos en aceite son la opción principal debido a su menor costo, mejor rendimiento de disipación de calor y ventajas en aplicaciones de gran capacidad.
Para instalaciones interiores o ubicaciones con espacio limitado, como edificios de control dentro de subestaciones, los transformadores de tipo seco pueden proporcionar mayores ventajas de seguridad.
No existe una opción 'mejor' absoluta: la clave es seleccionar el tipo de transformador que coincida con las condiciones reales del proyecto.
R: En las redes de distribución de media tensión de América del Sur, de 34,5 kV y 13,8 kV . se utilizan más comúnmente sistemas
Sin embargo, los transformadores de 33 kV también se aplican en algunos proyectos EPC internacionales, especialmente proyectos que siguen las normas IEC.
Antes de seleccionar el transformador, es importante confirmar el nivel de voltaje de la conexión a la red local y los requisitos del servicio público.
R: Los transformadores convencionales de tipo conservador requieren una inspección periódica del estado del respiradero y del gel de sílice. Cuando el gel de sílice cambia de color debido a la absorción de humedad, es necesario reemplazarlo o regenerarlo.
Un transformador de tanque corrugado completamente sellado no requiere un conservador de aceite ni un respiradero. Dado que el aceite aislante no tiene contacto directo con el aire externo, la exposición a la arena y al polvo tiene un impacto mínimo en la calidad del aceite.
Esta ventaja es especialmente importante para plantas fotovoltaicas remotas donde no hay equipos de mantenimiento permanentes disponibles en el lugar.
R: Sí.
Este tipo de diseño se ha aplicado en nuestros proyectos en Oriente Medio y Norte de África. Las soluciones técnicas suelen incluir:
Reducir los límites permitidos de aumento de temperatura
Aumento de la capacidad del radiador y de disipación de calor.
Actualización de las clasificaciones de temperatura de los accesorios
Optimización de los sistemas de aislamiento
El costo es mayor que el de los diseños de transformadores estándar, pero para entornos de temperaturas extremas, estas mejoras son esenciales para garantizar la confiabilidad operativa a largo plazo.
Hebei Shengsheng Electric Co., Ltd.
Los productos están diseñados y fabricados de acuerdo con estándares internacionales, incluidos IEC 60076 y GOST , y sirven para proyectos de infraestructura eléctrica y de energía renovable en América del Sur, Medio Oriente, África y el Sudeste Asiático..
Para proyectos en la etapa inicial de diseño, recomendamos confirmar las condiciones ambientales y los requisitos operativos lo antes posible para reducir las modificaciones técnicas posteriores.
Nuestro equipo de ingeniería puede proporcionar una solución técnica inicial en 24 horas..
