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Transformadores de subestación para empresas eléctricas y distribución en red
Transformadores de subestación para las condiciones de servicio eléctrico de las redes de empresas eléctricas, con valores publicados y garantizados de pérdidas en vacío, pérdidas con carga, corriente en vacío e impedancia para las 28 potencias nominales que fabricamos: las cifras que realmente se multiplican en la cláusula de evaluación de ofertas. Talite fabrica equipos eléctricos en Hai’an, Nantong desde hace más de tres décadas y realiza envíos a más de 30 países.
- PARA INGENIERÍA DE SUBESTACIONES
- PARA COMPRAS DE EMPRESAS ELÉCTRICAS
- PARA PLANIFICACIÓN DE ACTIVOS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN
Un transformador de subestación es el equipo que cambia la tensión entre un circuito de transmisión o subtransmisión y un circuito de distribución dentro de una subestación. Se especifica por el par de tensiones primaria y secundaria y por su capacidad de transferencia de potencia en kVA o MVA; para el servicio de una empresa eléctrica, también se especifican valores garantizados de pérdidas porque estas se incluyen en la evaluación económica de la oferta.
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Obtenga las cifras de pérdidas garantizadas para la potencia en kVA que necesita
- 35 kV / 110–220 kV Clases de tensión que fabricamos
- 800 – 63,000 kVA Capacidades con parámetros publicados
- ONAN / ONAF Refrigeración de equipos trifásicos
- 6.5 – 10.5 % Impedancia de cortocircuito
- 28 potencias nominales Pérdidas garantizadas publicadas
- 11 potencias nominales Dimensiones y masa de transporte publicadas
Por qué se retrasa la compra de transformadores de subestación: plazos de entrega, costo de las pérdidas y ofertas imposibles de verificar
A los compradores de las empresas eléctricas no les faltan proveedores. Les faltan ofertas que puedan comparar sin tener que adivinar las cifras que determinan la adjudicación.
Se esperaba que, para 2025, las importaciones suministraran el 80 % de los transformadores de potencia y el 50 % de los transformadores de distribución de Estados Unidos, con un déficit de suministro previsto del 30 % para los equipos de potencia.
La demanda de transformadores de potencia ha aumentado un 116 % desde 2019, mientras que el consumo de electricidad de Estados Unidos ha subido un 7 % desde 2020, tras una década de descenso.
Desde 2023 se han anunciado más de $1.8 mil millones en nueva capacidad de producción en Norteamérica, lo que reduce la brecha sin eliminarla.
Un ingeniero de una empresa eléctrica lo expresó con claridad en una publicación abierta: “nos dicen que ahora podrían tardar más de 72 semanas en llegar transformadores básicos para empresas eléctricas”. Otro señaló: “El plazo de entrega iba a ser de 2 años, pero Eaton dijo que podía hacerlo en 18”.
- Carga de los centros de datos. Un solo complejo de hiperescala puede solicitar más capacidad que una ciudad mediana, y los centros de datos ocupan ahora los primeros lugares en muchas listas de espera de interconexión.
- Concentraciones de estaciones de carga de vehículos eléctricos, que elevan tanto la demanda máxima como las exigencias de servicio eléctrico de la distribución local.
- Proyectos de energía renovable: los parques fotovoltaicos y eólicos necesitan transformadores elevadores antes de que un solo kWh llegue a la red eléctrica.
- Sustitución de infraestructura eléctrica envejecida y de infraestructura de potencia en las redes de empresas eléctricas de Estados Unidos y Europa, gran parte de la cual se instaló cuando la generación estaba centralizada y la energía eléctrica circulaba en un solo sentido por sistemas eléctricos más sencillos.
Los cuatro factores compiten por los mismos espacios de producción en fábrica; por eso, proyectos energéticos que antes se programaban según las obras civiles ahora se programan según la entrega del transformador.
Las rondas de aprobación de planos son el retraso oculto más habitual en un pedido de transformadores de subestación, porque cada punto de la especificación sin resolver (impedancia, rango de tomas de regulación, disposición de boquillas o pasatapas, nivel sonoro, alcance de los ensayos) exige un ciclo completo de revisión. Un pliego de licitación de una empresa eléctrica estadounidense examinado para esta página concede al comprador dos semanas para cada aprobación de planos, mientras que el fabricante sigue obligado a cumplir la fecha de envío prometida originalmente.
La respuesta de Talite a ese problema no es prometer un número de semanas. Consiste en publicar los datos técnicos que necesita el ingeniero responsable de la especificación antes incluso de emitir los planos, para que la primera entrega de documentación se acerque más a lo requerido.
Lo que registró la prensa especializada en 2025 y 2026
Frente a la idea común de que los plazos de entrega solo empeoran, el resumen de la cadena de suministro publicado por POWER en septiembre de 2025 registró una reducción de diez semanas en los plazos de entrega de transformadores de potencia en un solo trimestre. Otro artículo de la misma publicación, de 2026, cita a un representante del sector que sostiene que un transformador de potencia estándar para subestación puede entregarse entre 12 y 14 meses después de aprobarse los planos iniciales de ingeniería.
Desde cuándo se cuentan realmente los 12 a 14 meses
Conviene leer con atención esa segunda cifra, porque sitúa el problema en otro punto. Si la fábrica necesita entre 12 y 14 meses desde la aprobación de los planos, los meses dedicados a revisar una especificación incompleta son tiempo que ya no puede recuperarse.
Qué hacemos en lugar de prometer plazos en semanas
Eso es lo que ofrece el resto de esta página: las cifras a la vista. Consulte el panorama de modernización de la red del Departamento de Energía de Estados Unidos para conocer el contexto más amplio de infraestructura en el que se utiliza nuestro equipo.
Transformadores Talite de subestación para redes eléctricas: potencias nominales trifásicas de 35 kV y 110–220 kV
Los transformadores de potencia y distribución cubren una amplia variedad de condiciones de servicio eléctrico, y esta página se ocupa solo de su aplicación en subestaciones. Talite fabrica dos familias de transformadores de subestación para las condiciones de servicio eléctrico de empresas eléctricas y redes de distribución; ambas son de inmersión en aceite dieléctrico y tienen un núcleo de acero al silicio de grano orientado laminado en frío.
Dos familias, diferenciadas por las pérdidas que minimiza cada diseño
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La diferencia entre ellas no se limita a la clase de tensión. También está en el tipo de pérdidas que se diseñó para minimizar.
Clase 35 kV, S11 y SF11, de 800 a 31,500 kVA ▾
- Serie S11, ONAN, circulación natural de aceite y aire, de 800 a 5,000 kVA, grupo vectorial Yd11.
- Serie SF11, ONAF, aire forzado, de 6,300 a 31,500 kVA, grupo vectorial YNd11.
- Alta tensión de 35 kV o 38.5 kV; baja tensión de 3.15, 6.3 o 10.5 kV en S11, ampliada a 3.3, 6.6 y 11 kV en SF11.
- Rangos de tomas de regulación sin tensión de ±5 %, ±2.5 % o ±2 × 2.5 %.
- Impedancia de cortocircuito del 6.5 % entre 800 y 2,500 kVA, del 7.0 % entre 3,150 y 5,000 kVA, del 8.0 % entre 6,300 y 20,000 kVA y del 10.0 % entre 25,000 y 31,500 kVA.
Clase 110–220 kV, de 6,300 a 63,000 kVA ▾
- Impedancia de cortocircuito del 10.5 % en todo el rango.
- Longitud, anchura, altura y masa total de transporte publicadas para cada potencia nominal, desde 21,100 kg a 6,300 kVA hasta 71,800 kg a 63,000 kVA.
- Diseñados y ensayados conforme a IEC 60076 y GB/T 6451.
Los datos por potencia nominal del equipo más solicitado figuran en nuestra página del transformador de potencia de 110kV, y la categoría más amplia se encuentra en transformadores de potencia.
Definición del mercado
Cómo se relaciona nuestra gama con lo que suelen solicitar los compradores norteamericanos
En Estados Unidos, la expresión suele referirse a un equipo de aproximadamente 300 a 12,500 kVA, con una tensión primaria de entre 2,400 y 34,500 V, construido conforme a ANSI/IEEE C57.12.00 y C57.12.36. Ese es el uso más habitual del término, y conviene explicar claramente cómo se ubica la gama de Talite respecto de él.
- Coincidencia directa: nuestra clase de 35 kV abarca de 800 a 31,500 kVA con una tensión primaria de 35 o 38.5 kV, por lo que cubre la mitad superior de ese rango y su extremo de subtransmisión.
- Por encima del rango: la clase de 110–220 kV, de 6,300 a 63,000 kVA, ofrece una capacidad superior a la que suele implicar el término, sin ser incompatible con él.
- Fuera de nuestro alcance: todas las potencias nominales de esta página tienen un devanado de baja tensión de 3.15 kV o más. Si necesita una tensión secundaria de 480 V o 208 V, se trata de una consulta sobre transformadores de distribución, fuera del alcance de esta página.
- Indicar cuál de esas tres situaciones corresponde a su alimentador eléctrico requiere una sola línea en un correo y evita la mayor parte de los intercambios posteriores.
Equivalencias de denominación: cómo llaman las empresas eléctricas a estos equipos
Gran parte de la confusión en una primera consulta se debe al vocabulario, no a la ingeniería. En Norteamérica, bajo las normas IEC y en la fabricación china de transformadores se emplean nombres distintos para el mismo equipo; por eso, la tabla siguiente indica qué gama nuestra corresponde a cada solicitud.
| Cómo suele formularse la solicitud | Qué se solicita | Qué gama de Talite corresponde |
|---|---|---|
| Transformador de subestación / transformadores de distribución para subestación | Transformador de subestación que realiza el cambio principal de tensión | Clase 35 kV, 800–31,500 kVA; clase 110–220 kV, 6,300–63,000 kVA |
| Transformadores de alta tensión / equipos de potencia de alta tensión | Equipos conectados a transmisión por encima de 66 kV | Clase 110–220 kV |
| Transformadores de media tensión / transformadores trifásicos | Condiciones de servicio eléctrico en subestaciones de subtransmisión y media tensión | Clase 35 kV, S11 y SF11 |
| Transformadores de subestación con aislamiento líquido | Construcción de inmersión en aceite dieléctrico, en lugar de tipo seco | Ambas gamas; todos los equipos son de inmersión en aceite dieléctrico |
| Transformadores reductores / equipos elevadores | Sentido del cambio de tensión en el mismo equipo | Ambas gamas, según la disposición de los devanados |
| Transformadores para subestaciones unitarias | Sección de transformador de un conjunto de equipos de maniobra acoplados directamente | Solo la sección de transformador; los equipos de maniobra los suministran otros proveedores |
| Transformadores tipo pedestal / transformadores instalados en poste | Equipos de distribución aguas abajo, fuera del servicio de subestación | Gamas de distribución independientes, fuera del alcance de esta página |
Por qué no se puede cotizar una solicitud imprecisa
Lo que muestra esa tabla es que una solicitud de soluciones de transformadores o soluciones de potencia rara vez contiene datos suficientes para cotizar, y que pedir una gama de transformadores no constituye una especificación. Precisar las condiciones de servicio eléctrico y la garantía convierte una intención en un alcance definido; por eso, nuestra primera respuesta suele contener cuatro preguntas en lugar de un folleto de transformadores especializados. Indíquenos qué necesidades de transformación motivan su consulta y recibirá una respuesta más rápido.
Un límite que conviene aclarar antes de enviar una especificación
Conviene aclarar un límite antes de que se envíe cualquier especificación. Talite fabrica el transformador, no el conjunto norteamericano de acoplamiento directo en el que un transformador para subestación unitaria se sitúa entre los equipos de maniobra primarios y secundarios. Si su alcance abarca todo ese conjunto, nosotros suministramos la sección de transformador y su proveedor de equipos de maniobra suministra el resto.
Cómo se construyen estos equipos
Las dos familias de Talite funcionan por inducción electromagnética: un núcleo laminado de acero de grano orientado enlaza un devanado primario con uno secundario dentro de un tanque del transformador sellado. Cada decisión de diseño que se describe a continuación se refleja en alguna parte del registro de pérdidas.
De qué depende la garantía
Una garantía de pérdidas no es una cifra publicitaria; depende del conjunto de núcleo y devanados y de cómo se evacua el calor. Las pérdidas en el núcleo dependen del grado del acero de grano orientado y de la densidad de flujo magnético elegida en el diseño, mientras que las pérdidas con carga dependen de la sección transversal del conductor en los devanados primario y secundario y de las pérdidas adicionales en el tanque del transformador y las abrazaderas.
La disipación de calor determina la clase de refrigeración: ONAN se basa en la circulación natural del aceite dieléctrico y del aire, mientras que ONAF incorpora ventiladores y aumenta la potencia nominal del mismo núcleo y los mismos devanados.
Cada voltio del rango de tomas de regulación cambia la relación de espiras y, por tanto, la corriente que debe soportar el devanado en la toma extrema.
La impedancia es un resultado del diseño, no una preferencia; alejarla de los valores de nuestro registro modifica la corriente de cortocircuito y el funcionamiento en paralelo sobre la misma barra.
Registro de pérdidas garantizadas para 28 potencias nominales
Por qué una garantía publicada vale más que un rango cotizado
Cada potencia nominal que figura a continuación tiene valores garantizados de pérdidas en vacío, pérdidas con carga y corriente en vacío tomados de la tabla de parámetros de Talite. Esos son los valores que se multiplican en una cláusula de evaluación de pérdidas, por lo que los publicamos en cifras en lugar de describirlos.
Registro de pérdidas garantizadas para 28 potencias nominales — tabla de parámetros de Talite. La corriente en vacío se expresa como porcentaje de la corriente nominal.
Ese es el punto. Solo vale la pena cotizar garantías de pérdidas que resistan un ensayo presenciado, y los ensayos de rutina que las respaldan siguen los procedimientos de medición de IEEE C57.12.90 e IEC 60076-1. Cuando corresponde aplicar un método de ensayo federal estadounidense en lugar del especificado en la licitación, el procedimiento es el establecido en 10 CFR 431.193.
Publicar este registro implica una decisión deliberada, y conviene explicarla. Elimina el margen que normalmente tiene un proveedor para ajustar una cifra al final de una negociación e invita a cualquier ingeniero a contrastar nuestras afirmaciones con el informe de ensayos de rutina.
Niveles de tensión y aumento de pérdidas: transformadores de potencia de igual MVA a 35 kV y 110–220 kV
Elegir por costumbre la clase de tensión es un error costoso que permanece oculto hasta el primer año completo de medición de pérdidas. Hay ocho capacidades presentes en ambas familias de Talite, lo que permite compararlas directamente usando solo las garantías publicadas. El resultado muestra un aumento que la mayoría de las discusiones sobre selección nunca cuantifica, porque rara vez se dispone de las cifras necesarias.
La misma capacidad nominal en dos clases de tensión. Todas las cifras son valores garantizados por Talite; los porcentajes se calculan a partir de esos valores, no son estimaciones.
| Potencia nominal | Pérdidas en vacío a 35 kV | Pérdidas en vacío a 110–220 kV | Aumento | Pérdidas con carga a 35 kV | Pérdidas con carga a 110–220 kV | Aumento |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 6,300 kVA | 5.24 kW | 10.0 kW | +90.8 % | 35.0 kW | 36.9 kW | +5.4 % |
| 8,000 kVA | 7.2 kW | 12.0 kW | +66.7 % | 38.4 kW | 45.0 kW | +17.2 % |
| 10,000 kVA | 8.7 kW | 14.2 kW | +63.2 % | 45.3 kW | 53.1 kW | +17.2 % |
| 12,500 kVA | 10.0 kW | 16.8 kW | +68.0 % | 53.8 kW | 63.0 kW | +17.1 % |
| 16,000 kVA | 12.1 kW | 20.0 kW | +65.3 % | 65.8 kW | 77.0 kW | +17.0 % |
| 20,000 kVA | 14.4 kW | 24.0 kW | +66.7 % | 79.5 kW | 91.7 kW | +15.3 % |
| 25,000 kVA | 17.0 kW | 28.4 kW | +67.1 % | 94.0 kW | 110.7 kW | +17.8 % |
| 31,500 kVA | 20.2 kW | 33.5 kW | +65.8 % | 112.0 kW | 133.2 kW | +18.9 % |
■ Clase 35 kV
■ Clase 110-220 kV
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Capacidad nominal (kVA), con el aumento de pérdidas en vacío debajo de cada par
Figura 1. Aumento de pérdidas entre clases de tensión, representado a partir de las pérdidas en vacío garantizadas de la tabla anterior. Cada potencia nominal de la clase 110–220 kV tiene entre 63 y 91 por ciento más pérdidas en el núcleo que el equipo de 35 kV de igual capacidad, y esas pérdidas se producen durante las 8,760 horas del año.
Cómo interpretar el aumento de pérdidas entre clases de tensión
Para una misma potencia en MVA, pasar a la clase de 110–220 kV supone entre 63 % y 91 % más pérdidas en vacío, pero solo entre 5 % y 19 % más pérdidas con carga. Una tensión de sistema mayor exige más núcleo y más aislamiento, y eso se refleja en las pérdidas del núcleo. Es una razón estructural, no una preferencia de diseño.
La asimetría de las 8,760 horas
Las pérdidas en vacío se producen durante las 8,760 horas del año, tanto si el alimentador eléctrico lleva carga como si no. Las pérdidas con carga varían con el cuadrado de la carga, de modo que, al 50 % de carga, representan una cuarta parte de su valor nominal. Por lo tanto, una subestación con transformador reductor que opera con poca carga durante la mayor parte del año soporta el costo adicional de la clase de tensión en mayor medida que un alimentador eléctrico industrial a plena carga.
Ejemplo de cálculo: 20,000 kVA, 50 % de carga promedio, 8,760 horas
- 35 kV SF11-20000: 14.4 kW × 8,760 = 126,144 kWh correspondientes a pérdidas en vacío, más 79.5 kW × 0.25 × 8,760 = 174,105 kWh correspondientes a pérdidas con carga → 300,249 kWh al año.
- 110–220 kV, 20,000 kVA: 24.0 kW × 8,760 = 210,240 kWh, más 91.7 kW × 0.25 × 8,760 = 200,823 kWh → 411,063 kWh al año.
- Diferencia: 110,814 kWh al año para la misma capacidad nominal, valorados según la tarifa que le corresponda; el promedio de Estados Unidos figura en la tabla 5.3 de Electric Power Monthly de la EIA.
Nada de esto es un argumento contra la clase de tensión más alta. El argumento es que la clase debe elegirse según la posición del equipo en la red, no por costumbre.
Mencione el aumento de pérdidas entre clases de tensión en su próxima revisión de diseño para que el costo adicional se incluya en la evaluación, en lugar de descubrirse al completar el primer año de operación. Solicite las cifras para la misma potencia en MVA que necesita →
¿Compara dos clases de tensión para el mismo alimentador eléctrico? Solicite una hoja de una página con la comparación de pérdidas para la misma potencia en MVA →
Rangos de condiciones de servicio eléctrico según la posición en la red: la ubicación del equipo en la distribución determina qué pérdidas importan
El error más costoso al seleccionar un transformador es tratar las “menores pérdidas” como si fueran un único objetivo. No lo son, y la razón está en el costo, no en la física.
Cuánto paga realmente una empresa eléctrica por kilovatio de pérdidas
La guía del Servicio de Empresas Eléctricas Rurales del Departamento de Agricultura de Estados Unidos publica una cláusula de evaluación que valora las pérdidas en vacío en $2,450 por kW, las pérdidas con carga en $1,304 por kW y las pérdidas auxiliares en $756 por kW. Por lo tanto, en esa fórmula de licitación, un kilovatio de pérdidas en el núcleo se valora 1.88 veces más que un kilovatio de pérdidas en los devanados.
Tres rangos de condiciones de servicio eléctrico, tres respuestas adecuadas distintas
Franjas de condiciones de servicio eléctrico según la posición en la red. La carga de máxima eficiencia es la raíz cuadrada de la relación entre las pérdidas en vacío y las pérdidas con carga, calculada a partir de los valores garantizados publicados por Talite.
| Franja | Posición habitual en la red | Carga promedio | Pérdida predominante | Gama de Talite cuyo punto de diseño coincide |
|---|---|---|---|---|
| Franja A | Transformador elevador de generador, alimentación de procesos industriales continuos | 70–90 % | Pérdidas con carga | Especificar primero un valor garantizado de pérdidas con carga; confirmarlo con los datos del proyecto |
| Franja B | Transformador principal de subestación de distribución, alimentador eléctrico urbano | 40–60 % | Equilibradas | Gama de 110–220 kV, carga de máxima eficiencia del 49–52 % |
| Franja C | Equipo de reserva N-1, banco de transformadores dimensionado para contingencias, condiciones de servicio eléctrico con picos estacionales | 15–35 % | Pérdidas en vacío | Gama S11 de 35 kV, carga de máxima eficiencia del 32–37 % |
| Límite entre las franjas B y C | Alimentador eléctrico mixto comercial y residencial con pico de demanda en verano | 30–45 % | Mayor peso de las pérdidas en vacío | Gama SF11 de 35 kV, carga de máxima eficiencia del 39–43 % |
Franja C: predominan las pérdidas en vacío
Franja B: equilibrio entre pérdidas
Franja A: predominan las pérdidas con carga
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Carga promedio, porcentaje de la capacidad indicada en la placa de características
Figura 2. Carga a la que cada gama de Talite alcanza su máxima eficiencia, comparada con las franjas de condiciones de servicio eléctrico. Las unidades S11 de 35 kV alcanzan su máximo dentro de la franja C; las SF11, en el límite entre las franjas B y C; y las unidades de 110–220 kV, dentro de la franja B. La carga de máxima eficiencia es la raíz cuadrada del cociente entre las pérdidas en vacío y las pérdidas con carga.
Cómo determinar el punto de diseño a partir de los valores garantizados publicados
La carga de máxima eficiencia de un diseño es la raíz cuadrada del cociente entre las pérdidas en vacío y las pérdidas con carga; indica la carga a la que esa unidad alcanza su mejor rendimiento. Nuestros valores garantizados publicados sitúan a las unidades S11 de 35 kV entre el 32 y el 37 %, a las SF11 entre el 39 y el 43 %, y a las unidades de 110–220 kV entre el 49 y el 52 %.
Un nivel más abajo en la cadena
Más allá del perímetro de la subestación, la misma lógica se aplica un nivel más abajo: los transformadores de las empresas eléctricas atienden alimentadores eléctricos individuales y la carga vuelve a ser menor. Las conexiones compactas a la red que integran el transformador y el equipo de maniobra se tratan en la sección de subestaciones prefabricadas.
Por qué el criterio federal de eficiencia se mide con carga ligera
El método de ensayo del US Department of Energy para transformadores de distribución determina la eficiencia al 35 % de la carga nominal indicada en la placa de características, y no a plena carga, porque la carga ligera es la condición habitual de operación en gran parte del sistema de distribución. Los estudios de carga de transformadores de subestación muestran lo mismo desde otra perspectiva: la gestión de la demanda puede elevar el factor de carga de una subestación de cerca de 0.68 a cerca de 0.88, lo que cambia cuáles pérdidas conviene reducir.
Posición de la unidad en el sistema eléctrico
Aguas arriba: circuito de transmisión o subtransmisión que entra a la subestación, normalmente a 110 kV o 220 kV en nuestra gama de mayor capacidad.
La unidad: transformador de subestación que transfiere toda la potencia de la instalación, con una impedancia del 6.5 % al 10.5 %.
Aguas abajo: líneas de distribución de media tensión que salen de la subestación a 10.5 kV o un nivel similar y alimentan transformadores instalados en postes de la empresa eléctrica y transformadores tipo pedestal a nivel del suelo.
Etapa final: transformadores monofásicos o trifásicos, tipo pedestal o instalados en postes, que realizan la última reducción hasta la tensión de utilización.
La cadena completa funciona así: en las fábricas y estaciones de generación, un transformador elevador aumenta la tensión de salida hasta la tensión de transmisión para transportarla a largas distancias; un transformador de subestación realiza la primera reducción de tensión; luego, la energía a tensiones de distribución recorre redes mediante líneas eléctricas aéreas o cables subterráneos; y los transformadores monofásicos y tipo pedestal efectúan la reducción final para suministrar electricidad a zonas residenciales, comerciales y calles urbanas y suburbanas. Esas sucesivas reducciones de tensión constituyen la distribución eléctrica, y son los últimos transformadores instalados en postes de la empresa eléctrica los que efectivamente abastecen a hogares, pequeños negocios y otros clientes residenciales o pequeños comercios conectados a ese alimentador eléctrico. La distribución de potencia eléctrica forma una cadena continua; por eso, una falla en la distribución local es muy distinta de una falla en la subestación.
Un sistema moderno de distribución eléctrica reduce la tensión en tres o cuatro niveles; en el último, los transformadores tipo pedestal y los instalados en postes abastecen calles residenciales y comerciales. Cada etapa de esa cadena opera con un factor de carga promedio menor que la anterior, por lo que el costo de las pérdidas en vacío se acumula a medida que se acerca al cliente. Los alimentadores eléctricos con generación renovable distribuida añaden otro efecto: el flujo inverso de potencia mantiene energizado el transformador durante largos períodos con una carga neta baja, y una unidad energizada con poca carga incurre en pérdidas en vacío sin aprovecharlas.
$138,948
Costo evaluado de las pérdidas de una unidad de 20 MVA y 35 kV, con los factores publicados por el Rural Utilities Service: 14.4 kW × $2,450 más 79.5 kW × $1,304. Este importe se suma al precio de la oferta antes de la adjudicación.
Equivalencias de especificación IEC y ANSI para transformadores de empresas eléctricas fabricados según IEC 60076
Esta es la sección por la que pregunta todo ingeniero encargado de las especificaciones y que casi ninguna página de proveedores responde, porque un fabricante norteamericano nunca tiene que hacerlo. Talite fabrica conforme a IEC 60076 y GB/T 6451. Si su especificación se basa en IEEE C57 y NEMA, hay nueve cláusulas que funcionan de manera diferente, y cada una modifica una cifra del informe de ensayos.
Equivalencias de especificación IEC y ANSI. Las comparaciones entre cláusulas proceden del SEAD Distribution Transformers Report Part 2, Test Method Review, tablas 2-1 a 2-3.
| Cláusula | IEC 60076-1 (2011) | IEEE C57.12.00-2010 | Qué debe especificarse de nuevo en la orden de compra |
|---|---|---|---|
| Temperatura de referencia de las pérdidas con carga | 75 °C | 85 °C | Indicar la temperatura de referencia; de lo contrario, las dos cotizaciones no son comparables |
| Temperatura de referencia de las pérdidas en vacío | 75 °C, medidas a la temperatura de fábrica y sin corrección | 20 °C como referencia para las pérdidas en el núcleo, con una ecuación de corrección | Indicar si se requiere una corrección por temperatura |
| Tolerancia de las pérdidas | +15 % para cada pérdida individual; el total no debe superar +10 % | Pérdidas en vacío: +10 %; total: +6 % | Especificar la tolerancia exigida y la fórmula de penalización |
| Límite de la corriente de excitación | +30 % del valor de diseño | No especificado | Fijar expresamente el valor garantizado de corriente en vacío |
| Corriente de ensayo para las pérdidas con carga | Puede medirse con una corriente de hasta el 50 % de la corriente nominal | Se requiere la corriente nominal completa | Exigir una medición a corriente nominal completa si eso es lo que se busca |
| Frecuencia de alimentación durante el ensayo | Dentro del 1 % de la frecuencia nominal | Dentro del 0.5 % de la frecuencia nominal | Adoptar el límite más estricto en el plan de ensayos |
| Forma de onda de la tensión | Contenido armónico total de hasta el 5 % | No especificado | Indicar el límite aceptable de corrección por forma de onda |
| Simetría trifásica | Diferencia entre tensiones de fase de hasta el 3 % | No especificado | Mantener el límite de IEC como condición de ensayo |
| Corrección máxima por forma de onda | 3 % entre la tensión promedio y la tensión eficaz | Una corrección superior al 5 % requiere una mejor forma de onda | Acordar qué regla se aplicará antes del ensayo presenciado |
El dato que distorsiona discretamente la comparación de ofertas
La resistencia del devanado aumenta con la temperatura; por eso, una pérdida con carga referida a 85 °C es mayor que esa misma pérdida física referida a 75 °C. Si se compara una pérdida con carga cotizada según IEC con otra cotizada según ANSI sin corregirlas, la primera parecerá mejor de lo que es.
Dos criterios de medición, no un truco
Eso no significa que nadie esté haciendo trampa. Son dos criterios de medición. Talite no atribuirá a su producto una ventaja que provenga de la temperatura de referencia; por eso indicamos la base de cada valor garantizado y, si se solicita, volveremos a expresar las cifras a 85 °C.
Dónde se aplica realmente la norma de eficiencia del US Department of Energy
Según 10 CFR 431.192, un transformador de distribución debe tener una tensión de línea de entrada de 34.5 kV o menos, una tensión de línea de salida de 600 V o menos, operar a 60 Hz y, si está sumergido en líquido, tener una capacidad de 10 a 5,000 kVA. Todos los transformadores de subestación de esta página tienen un devanado de baja tensión de 3.15 kV o más, por lo que ninguno está sujeto a esa norma.
La consecuencia práctica dista de ser tranquilizadora: no existe una eficiencia mínima federal que resuelva este aspecto por usted en estas unidades. Lo que rige es la cláusula de evaluación de pérdidas de su propia especificación; de ahí la importancia de pedir a todos los oferentes los valores garantizados por escrito.
Dos aspectos mecánicos completan la comparación
Dos aspectos mecánicos completan la comparación: ambos son económicos de resolver al principio y costosos de corregir después. Un documento de licitación de una empresa eléctrica de Estados Unidos es tajante respecto del primero: “Todos los planos deberán indicar las dimensiones en pies y pulgadas; no se aceptarán únicamente medidas métricas”, aunque permite incluir ambas unidades. Talite entrega planos con medidas en ambos sistemas para proyectos norteamericanos y cotiza los valores nominales de transformadores reductores de subestación en los dos sistemas de unidades.
Registro de restricciones de la ruta: dimensiones de transporte, peso y acceso para la instalación
Si un transformador de subestación no puede llegar a su base en la fecha prometida, falla la tabla de entrega por muy buenas que sean sus cifras de pérdidas. Las restricciones de transporte se determinan con dos cifras por cada valor nominal, y la mayoría de los proveedores no publica ninguna.
Registro de restricciones de la ruta: dimensiones de transporte y masa total de la gama de 110–220 kV. Las dimensiones corresponden a largo × ancho × alto.
El peso del transformador de subestación es el dato que sorprende. Entre 6,300 y 63,000 kVA, la unidad pesa 3.4 veces más, mientras que su superficie ocupada aumenta aproximadamente a la mitad; por eso, la restricción determinante pasa del ancho de la entrada a la capacidad portante del terreno y de la grúa, y debe conciliarse con las necesidades de los demás equipos de la subestación que comparten la vía de acceso.
Preguntas sobre el acceso al sitio que conviene responder antes del pedido
¿Cuál es la menor altura libre bajo obstáculos en el tramo final y cuál será la altura de la plataforma cargada?
¿Cuál es la carga por eje permitida en el último puente y se requiere un estudio para obtener el permiso por carga sobredimensionada?
¿Existe una posición para la grúa desde la cual alcance el centro de la base sin pasar por encima de una barra energizada?
¿La cimentación está diseñada para soportar la masa total indicada en el registro anterior más la carga de aceite dieléctrico?
En Estados Unidos, los permisos para transportar cargas sobredimensionadas y con exceso de peso se tramitan estado por estado; la recopilación de prácticas estatales de la Federal Highway Administration es un punto de partida práctico para estudiar la ruta. Talite incluye las dimensiones de transporte en la propuesta técnica para que el transportista pueda iniciar ese estudio mientras se aprueban los planos, en vez de esperar a que termine ese proceso.
Los demás equipos eléctricos con los que debe operar el transformador
Un transformador de subestación nunca se especifica de forma aislada; varias decisiones sobre los equipos vecinos lo condicionan. Resolverlas pronto permite diseñar la subestación sin tener que preparar otra ronda de planos.
Maniobra y protección: interruptores de alta tensión del lado de entrada y capacidad de interrupción de los interruptores, que depende en parte de la impedancia elegida.
Para una subestación nueva, la secuencia adecuada es definir primero la impedancia, la tensión y la corriente; después, el transformador; y, por último, la disposición del equipo de maniobra a su alrededor. La gestión de potencia y los ajustes de protección se determinan a partir de esos tres elementos, no al revés. Conocer la secuencia de los trabajos de la subestación en el sitio permite establecer un plazo de puesta en servicio realista.
Qué debe entregarle un fabricante de transformadores de subestación: evidencia de ensayos, normas y alcance de sus declaraciones
La barrera de los proveedores aprobados, expresada con claridad
La objeción más difícil para un proveedor que no figura en su lista de aprobados no es técnica. Como señaló claramente un ingeniero de una empresa eléctrica en una discusión pública sobre un plazo de entrega de doce meses: “la mayoría de los desarrolladores comerciales y las empresas eléctricas solo compran a una lista reducida de fabricantes aprobados”.
Qué representa realmente la lista de proveedores preseleccionados
Es una postura razonable y no tiene sentido discutirla. Una respuesta útil consiste en identificar qué acredita esa lista y aportar directamente las pruebas correspondientes. Los compradores que evalúan fabricantes de transformadores para empresas eléctricas buscan, en realidad, cuatro cosas: historial de ensayos, historial de servicio, expediente documental y disponibilidad de repuestos.
Nuestra postura sobre la documentación, sin rodeos
Indicamos los sistemas de gestión bajo los que operamos y las normas conforme a las cuales fabricamos, pero no reproducimos los números de certificados de terceros en una página comercial. Si su expediente de homologación exige copias de certificados, informes de ensayos de tipo o una lista de unidades en servicio, se los enviaremos para una capacidad nominal y un proyecto concretos, en lugar de presentarlos como una afirmación general. La guía de evaluación de pérdidas del Rural Utilities Service es el documento que termina citándose en la mayoría de nuestras consultas de Norteamérica, así que partimos de allí.
Ensayos de rutina conforme a la cláusula 8.2.1 de ANSI C57.12.00, con la posibilidad de que el comprador presencie cualquiera de ellos o todos.
Ensayo del nivel sonoro conforme a NEMA TR-1, cotizado como cargo adicional por separado en vez de darlo por incluido.
Análisis de gases disueltos en el aceite dieléctrico 30 días después del ensamblaje final; el fabricante suministra las jeringas y los recipientes de transporte.
No se despacha nada hasta que la empresa eléctrica lo apruebe: es un punto de detención expreso, no una cortesía.
Las empresas eléctricas cooperativas añaden un requisito de inclusión en una lista. Una especificación de un distrito público de electricidad dice: “Los transformadores suministrados deberán cumplir los requisitos del Rural Utility Services (RUS) y figurar en la Informational Publication 202-1 – List of Materials.”
IEC 60076
Base de diseño y ensayos para transformadores de potencia
GB/T 6451
Especificación de transformadores de potencia sumergidos en aceite dieléctrico
ISO 9001
Sistema de gestión de la calidad
ISO 14001
Sistema de gestión ambiental
ISO 45001
Seguridad y salud ocupacional
CCC
Certificación obligatoria de China
Condiciones de seguridad y operación que deben figurar en la especificación
Seguridad contra incendios y contención ambiental: el volumen de aceite dieléctrico, la capacidad del dique de contención y la distancia de separación son decisiones del sitio que modifican el tanque del transformador y la secuencia de entrega.
Regulación de tensión: si se realiza aquí mediante un cambiador de tomas de regulación bajo carga o mediante otros equipos situados aguas abajo en los sistemas de distribución.
Normas internacionales que se aplicarán y cuál prevalecerá si entran en conflicto.
Condiciones de instalación del transformador: la altitud, el rango de temperatura ambiente, la clase sísmica y el nivel de contaminación reducen la capacidad nominal o modifican el diseño.
Estos cuatro factores influyen en el desempeño del transformador en servicio tanto como el valor garantizado de pérdidas, y resolverlos durante la primera semana cuesta poco.
Aplicaciones de nuestros transformadores
Los transformadores trifásicos de Talite sumergidos en aceite dieléctrico se fabrican según las especificaciones del cliente para aplicaciones de subestación, en lugar de venderse por catálogo; las mismas gamas básicas atienden distintas condiciones de servicio eléctrico.
Condiciones de servicio eléctrico en subestaciones de empresas eléctricas: bancos de transformadores de subestación con capacidad nominal en kVA y de clase MVA que reducen la tensión entre la transmisión y la distribución de media tensión, la interfaz clásica entre transmisión y distribución de potencia.
Instalaciones y aplicaciones industriales: suministro trifásico mediante una disposición de subestación trifásica para fábricas de proceso, donde los transformadores industriales alimentan un solo sitio y no una red.
Conexiones a sistemas de generación: transformador de potencia trifásico elevador y sumergido en aceite dieléctrico para conectar generadores, incluidos proyectos de energía fotovoltaica y otras energías renovables.
Complejos comerciales e industriales que reciben suministro en media tensión y lo distribuyen internamente, incluidos transformadores para parques comerciales y, en el extremo especializado, instalaciones de apoyo a operaciones de aceite dieléctrico y gas en alta mar.
Una distribución eléctrica confiable depende de que el transformador se ajuste a las condiciones de servicio eléctrico; por eso no ofrecemos unidades reacondicionadas, flotas de alquiler ni ventas de existencias, y lo decimos claramente porque son negocios distintos con riesgos distintos. Talite vende transformadores nuevos, diseñados a medida y de alta eficiencia energética, fabricados según una especificación y un conjunto de datos garantizados.
Guía de compras: datos para evaluar pérdidas, factores que afectan el plazo de entrega e información necesaria para cotizar
Dos costos determinan la adjudicación de un transformador de subestación y solo uno aparece en la factura. La cláusula de evaluación de una licitación real de una empresa eléctrica de Estados Unidos lo expresa directamente: las ofertas se evalúan según un costo inicial equivalente que incluye el costo inicial, las pérdidas del transformador y el costo financiero durante una evaluación de veinte años de propiedad. El método que sustenta este tipo de cláusula se expone en RUS Bulletin 1724E-301.
Qué determina el precio, sin fingir que podemos cotizarlo aquí
Nivel garantizado de pérdidas.
Una garantía más exigente de pérdidas en vacío requiere más acero para el núcleo, y el acero eléctrico de grano orientado tiene una oferta limitada a escala mundial.
Clase de tensión y nivel de aislamiento.
Pasar de 35 kV a 110–220 kV exige otro diseño de aislamiento, no una versión más grande del mismo.
Alcance del cambiador de tomas de regulación.
Un cambiador de tomas de regulación bajo carga modifica tanto el tanque del transformador como el gabinete de control y el alcance de los ensayos.
Alcance de los ensayos y de su supervisión.
El nivel sonoro, el aumento de temperatura y la demostración de resistencia al cortocircuito son conceptos que se cotizan en la mayoría de las especificaciones de las empresas eléctricas.
Dimensiones para el transporte y acceso al sitio.
La lista anterior se traduce en costos de transporte, permisos y grúa.
Documentos de conformidad exigidos en el destino.
Los certificados, las traducciones y los requisitos de inspección varían según el mercado.
No publicamos precios, plazos de entrega ni períodos de garantía en esta página porque, sin los datos de su proyecto, cualquier cifra sería una estimación presentada como compromiso. Sí podemos señalar dónde se gana tiempo: la misma entrevista en una publicación del sector que situó el tiempo de fabricación entre 12 y 14 meses atribuyó el resto del plazo a la aprobación de los planos, un proceso que ambas partes pueden gestionar.
En la práctica, las consultas iniciales de un comprador industrial y una empresa eléctrica municipal son muy distintas, y las cifras muestran por qué. Una unidad de 2,500 kVA y 35 kV, con pérdidas en vacío de 2.56 kW, puede transportarse en un solo camión con una plataforma de 5,010 mm; una de 40,000 kVA y 110–220 kV, con pérdidas en vacío de 40.4 kW, exige estudiar los permisos antes de realizar el pedido. Talite cotiza ambas a partir de la misma tabla de parámetros, de modo que los equipos de especificaciones y logística trabajan con un único conjunto de cifras.
Envíe estos datos para elaborar una cotización, no una estimación
- Capacidad nominal en kVA o MVA e indicación de si corresponde ONAN, ONAF o una doble potencia nominal.
- Tensiones de los sistemas de alta y baja tensión, grupo vectorial y tratamiento del neutro.
- Impedancia de cortocircuito requerida y su tolerancia.
- Rango de tomas de regulación e indicación de si el cambio se realiza sin tensión o bajo carga.
- Sus factores A y B para evaluar las pérdidas, o el período de evaluación y el precio de la energía que utiliza.
- Lista de ensayos, requisitos de supervisión y norma que deben cumplir los ensayos.
- Altitud del sitio, rango de temperatura ambiente, requisitos sísmicos y nivel de contaminación.
- Destino del envío, restricciones del tramo final y límites conocidos para la obtención de permisos.
Si el requisito corresponde a un nivel inferior al de subestación, consulte primero nuestra gama de transformadores de distribución y comuníquese con el equipo de ingeniería si no está clara la distinción.
Hay un dato más que debe figurar en esa lista, y proviene de quienes mantienen estas unidades, no de quienes las compran. La opinión pública de un ingeniero de puesta en servicio y mantenimiento sobre una marca conocida dice:
“Recomiendo no comprar [marca omitida]. Conseguir repuestos es prácticamente imposible.”
Los repuestos deben incluirse en la oferta técnica
La política de repuestos forma parte de la oferta técnica y no debe dejarse para después. Talite cotiza los repuestos para boquillas o pasatapas, radiadores, indicadores y cambiadores de tomas de regulación junto con la unidad, en lugar de esperar a que ocurra la primera falla.
¿Quiere pasar de la investigación a una cifra concreta? Solicite una cotización técnica para la potencia nominal que necesita →Herramientas de ingeniería para la distribución en la red eléctrica
Verificación de cláusulas IEC y ANSI
Compare las cláusulas de las normas IEC y ANSI para comprobar que las especificaciones de su transformador cumplan los requisitos aplicables en distintos mercados.
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Herramienta para identificar el rango de condiciones de servicio eléctrico según la ubicación en la red
Determine los requisitos exactos del rango de condiciones de servicio eléctrico según la ubicación específica en la red y las condiciones de carga.
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Verificación preliminar del gálibo de la ruta y los permisos
Compruebe las dimensiones disponibles en la ruta de transporte y los permisos locales necesarios para entregar equipos eléctricos pesados de dimensiones excepcionales.
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Preguntas frecuentes: transformadores de subestación para proyectos de empresas eléctricas y distribución en la red
Un transformador de subestación eléctrica cambia la tensión entre los circuitos de entrada y salida y transmite toda la potencia de esa conexión. Los transformadores eléctricos lo hacen mediante un campo magnético, sin una conexión eléctrica directa entre los circuitos.
Los transformadores de potencia trifásicos sumergidos en aceite dieléctrico son la opción habitual para las condiciones de servicio eléctrico de las subestaciones de empresas eléctricas: utilizan refrigeración ONAN en las potencias nominales menores y ONAF por encima de aproximadamente 6 MVA; Talite suministra unidades de 800 a 31,500 kVA en la clase de 35 kV y de 6,300 a 63,000 kVA en la clase de 110–220 kV. Los transformadores tipo seco se utilizan en interiores y en salas donde el riesgo de incendio es una preocupación, pero, para el servicio exterior en la red, los diseños llenos de líquido siguen ofreciendo mayor capacidad térmica por unidad de costo. Quienes comparen fabricantes de transformadores de subestación deben preguntar a cada uno a cuál de esas dos familias corresponde el precio cotizado; de lo contrario, la comparación pierde validez.
IEC 60076 y GB/T 6451 rigen nuestro diseño y los ensayos de rutina, mientras que las especificaciones norteamericanas suelen basarse en IEEE C57.12.00, con los métodos de ensayo de C57.12.90 y los niveles sonoros de NEMA TR-1. Hay nueve cláusulas que arrojan cifras distintas para una misma unidad física, y la tabla de correspondencias anterior las enumera todas.
Comience por comparar los picos de demanda de invierno y verano con la potencia nominal indicada en la placa de características; luego determine el rango de carga en el que la unidad operará durante las otras 8,000 horas del año, porque ese rango, y no solo el pico, determina si conviene pagar más para reducir las pérdidas en vacío o las pérdidas con carga. Un banco de transformadores dimensionado para contingencias que pasa la mayor parte de su vida entre el 20 y el 30 % de carga representa una compra distinta de la de un suministro industrial con carga continua, incluso con el mismo valor de MVA; nuestra tabla de rangos de condiciones de servicio eléctrico relaciona los tres casos habituales con la gama cuyo punto de máxima eficiencia coincide con la carga de cada uno.
No siempre. Un kilovatio de pérdidas en vacío se valora en $2,450, frente a $1,304 por uno de pérdidas con carga; por eso, la unidad con el menor costo evaluado es aquella cuya distribución de pérdidas corresponde a su régimen de carga.
No, y eso sorprende a la mayoría de los compradores. Esa norma federal solo se aplica a transformadores con una tensión de línea de salida de 600 V o menos; todas las potencias nominales de esta página corresponden a unidades con un devanado de baja tensión de 3.15 kV o más. En este caso, la eficiencia se rige por la cláusula de evaluación de pérdidas de su propia especificación; por eso conviene exigir a todos los oferentes los valores garantizados por escrito.
Depende de cuántos niveles de tensión atienda la subestación y de la política de contingencias; una configuración habitual consta de dos unidades, cada una capaz de soportar la carga en condiciones N-1. Ese número también ayuda a los planificadores a identificar los componentes de la subestación eléctrica que limitan su potencia nominal.
Sí, siempre que la orden de compra vuelva a especificar las cláusulas de la tabla de correspondencias; en la práctica, dos de ellas causan la mayoría de los problemas si no se aclaran. Debe indicarse la temperatura de referencia para las pérdidas con carga, porque 75 °C y 85 °C no son equivalentes, y debe volver a especificarse la tolerancia de pérdidas, porque IEC admite +15 % para una pérdida individual, mientras que IEEE limita las pérdidas totales a +6 %.
Emitimos planos con dimensiones en ambos sistemas de unidades para proyectos norteamericanos y volveremos a expresar las pérdidas garantizadas con una base de 85 °C para que su evaluación compare valores equivalentes.
Envíenos la especificación y señalaremos las cláusulas que requieren una indicación expresa en la orden de compra.
