En febrero, un desarrollador solar con el que trabajamos en Texas nos dijo que su proyecto había superado todos los hitos de ingeniería excepto uno: elcola de conexión a la red. Dos años después, todavía faltaban meses para su acuerdo de interconexión y su proveedor de transformadores había cambiado la fecha de entrega por tercera vez. Él no es una excepción. Él es la regla, y la cola ahora está dando forma a cómo las empresas de servicios públicos y los desarrolladores compran transformadores.
Por qué la cola de conexión a la red sigue creciendo
Informe especial de la Agencia Internacional de la EnergíaRedes eléctricas y transiciones energéticas segurasPonga una cifra al problema: al menos 3.000 GW de proyectos renovables están esperando en colas de conexión en todo el mundo, aproximadamente cinco veces la capacidad solar fotovoltaica y eólica agregada en 2022. Los datos provienen de países que cubren solo la mitad de la capacidad eólica y solar mundial, por lo que es casi seguro que la cifra real sea mayor. Puedes leer el análisis completo enPágina del informe de la AIE.
El desajuste es estructural. Se necesitan entre cinco y quince años para planificar, autorizar y construir un nuevo activo de red, mientras que un parque solar tarda entre uno y cinco años. La inversión en redes se ha mantenido estable en alrededor de 300 mil millones de dólares por año durante más de una década, mientras que la AIE estima que debe casi duplicarse a 600 mil millones de dólares por año para 2030. Esa brecha es la razón por la quecola de conexión a la redsigue alargándose: la capacidad se está construyendo más rápido de lo que la red puede absorberla.
Para los compradores de transformadores, la cola tiene una ventaja que nadie anuncia: está obligando a las empresas de servicios públicos a mirar sus activos de distribución existentes con nuevos ojos, porque la nueva infraestructura es demasiado lenta y demasiado costosa para esperar.
Qué significa la cola para los compradores de transformadores
Esta es la parte que la mayoría de los compradores pasan por alto. Cuando un desarrollador finalmente consigue un acuerdo de interconexión, el tiempo se pone en marcha y la penalización por no cumplir con la fecha de operación comercial suele estar escrita en el acuerdo. Eso hacetiempo de entrega del transformadorun riesgo contractual, no sólo una molestia de programación.
Tres cosas cambian cuando la cola es larga:
- Las fechas de entrega se bloquean antes.Ahora vemos desarrolladores que solicitan reservas de espacios de producción entre 12 y 18 meses antes de la fecha de conexión, en lugar del antiguo patrón de 6 meses.
- Las calificaciones se llevan al límite.Un desarrollador que anteriormente ordenó una unidad de 30 MVA para tener margen ahora especificará los 30 MVA y preguntará qué margen de sobrecarga puede documentar el diseño, porque la capacidad nominal es la única capacidad que contará la empresa de servicios públicos.
- La demanda de modernización aumenta.Las empresas de servicios públicos con subestaciones que ya están en servicio quieren obtener más rendimiento del mismo espacio en lugar de construir una nueva estación con un ciclo de permiso de varios años.
Nada de esto es teórico. Hemos cotizado transformadores tipo pedestal con clasificaciones personalizadas para proyectos en América del Norte donde el factor decisivo fue la ventana de interconexión del comprador, no el costo del equipo.
Clasificación dinámica del transformador: hacer que la placa de identificación trabaje más
Clasificación del transformador dinámico(DTR) es la respuesta técnica al problema de que "la placa de identificación es la única capacidad" y cambia lo que realmente significa una placa de identificación.
La clasificación de un transformador convencional es un número fijo derivado de las suposiciones del peor de los casos: temperatura ambiente máxima, carga continua, sin margen de enfriamiento. La guía de carga IEEE C57.91 para transformadores sumergidos en aceite siempre ha reconocido que el trabajo real es diferente: un transformador puede transportar significativamente más que la placa de identificación durante períodos definidos siempre que la temperatura del punto caliente del devanado se mantenga dentro de los límites. DTR convierte ese análisis en papel en una herramienta operativa.
El sistema es sencillo en concepto. Los sensores miden la temperatura del aceite, la temperatura del devanado y las condiciones ambientales en tiempo real. Un modelo térmico, construido sobre la misma física de curva de carga que IEEE C57.91, calcula la capacidad restante minuto a minuto. El operador ve una cifra en vivo: hoy, a las 4 pm, con una temperatura ambiente de 35 grados y esta forma de carga, esta unidad puede transportar un 8% más que su placa de identificación sin exceder los límites de los puntos calientes.
Los resultados piloto publicados varían ampliamente: ganancias porcentuales de un solo dígito a dos dígitos bajos dependiendo del clima y la forma de la carga [los resultados de campo son indicativos, pendientes de verificación con respecto a su tarea específica]. El punto no es el número exacto. La cuestión es que el margen de maniobra existe, es documentable y las empresas de servicios públicos están empezando a aceptarlo en los estudios de conexión.
Donde DTR vale la pena primero
No todos los transformadores necesitan DTR. Pero tres casos lo justifican rápidamente.
Integración de energías renovables y almacenamiento.Un parque solar o BESS con una potencia máxima de 2 horas puede cargar un transformador muy por encima de la placa de identificación para ventanas cortas sin daño térmico. DTR permite al operador demostrarle al operador del sistema que el activo puede alcanzar el máximo, lo que puede acortar la posición en la cola o evitar una actualización costosa. Para los transformadores sumergidos en aceite que alimentan proyectos de almacenamiento, la física juega a favor del propietario.
Redes urbanas de máxima carga.En ciudades donde una subestación no tiene salida al mar, DTR es una herramienta de aplazamiento: compra de dos a cinco años de capacidad antes de que se financie una nueva bahía de transformador. Eso es dinero real cuando la construcción de la estación lleva media década.
Extensión de la vida de los activos envejecidos.Una unidad de 25 años con una prueba de aceite saludable y un bajo contenido de humedad puede volver a calificarse bajo condiciones monitoreadas en lugar de ser desguazada. Uno de nuestros clientes evitó la reconstrucción completa de una subestación al documentar la capacidad de sobrecarga de dos unidades existentes: el pedido de reemplazo se redujo de cuatro transformadores a dos.
Qué preguntar antes de especificar su próximo transformador
Si está comprando en un entorno con colas restringidas, agregue estas preguntas a su solicitud de presupuesto:
- Capacidad de sobrecarga, documentada.Solicite las curvas de capacidad de carga según IEEE C57.91 (inmerso en aceite) o IEEE C57.96 (tipo seco), no solo una placa de identificación. Un proveedor que no puede producir curvas te está diciendo algo.
- Monitoreo de la preparación.¿Se envía la unidad con provisiones para sensores de temperatura de devanado y un puerto de comunicación (Modbus RTU/TCP es la base común)? Actualizar los sensores posteriormente es costoso y, a veces, físicamente imposible en una unidad sellada.
- Profundidad del informe de prueba.¿El informe de prueba de rutina incluye datos de prueba de aumento de temperatura con el gradiente de punto caliente medido real, o solo los valores garantizados? La diferencia es importante cuando se envían estudios de sobrecarga a una empresa de servicios públicos.
- Documentación en un solo paquete.La certificación (UL, CSA, IEC), los dibujos y las entradas del modelo térmico deben llegar con la unidad, no después de tres correos electrónicos.
Construimos ambostransformadores sumergidos en aceiteytransformadores tipo secocon estas conversaciones en mente, porque la decisión de compra en un mercado impulsado por las colas ya no es "cuál es el kVA más barato", sino "qué puede demostrar este activo que puede hacer".
El enfoque de Ryan Electric
Nuestra fábrica en Jiangsu ha enviado unidades con clasificación personalizada a América del Norte, América Latina, el Sudeste Asiático y Medio Oriente, y la presión de las colas se manifiesta de manera diferente en cada región. Como socio de la empresa conjunta de Eaton con certificaciones UL, CSA, IEEE y DEKRA en nuestra cartera, nos tomamos en serio la carga de la documentación: los datos de las pruebas de aumento de temperatura, las curvas de carga y los archivos de certificación son parte del paquete estándar, no una venta adicional.
Los consejos prácticos de nuestros ingenieros son sencillos. Si está ingresando a la cola ahora, hable con su proveedor de transformadores antes de finalizar el estudio de interconexión; infórmeles la clasificación, el ciclo de trabajo y el objetivo de certificación, y permítales bloquear un espacio de producción a su alrededor. Esa única conversación ha salvado a más de uno de nuestros clientes de perder una fecha de operación comercial.
¿Listo para especificar la cola?
Elcola de conexión a la redno va a desaparecer este año. Los compradores que mejor lo navegan son los que tratan la capacidad del transformador como un activo dinámico y documentado en lugar de una placa de identificación estática. Si está planeando un proyecto solar, de almacenamiento o de red y desea que la capacidad de sobrecarga, los datos de prueba y la certificación se manejen en un solo paquete, envíenos su calificación y las condiciones del sitio a través deryan-transformers.com- Volveremos con curvas y un calendario realista, no con optimismo.
Sobre el autor
Este artículo fue escrito por el equipo de ingeniería de Ryan Electric, un socio de la empresa conjunta de Eaton y fabricante de transformadores certificado por UL/CSA en Jiangsu, China, que atiende a clientes de generación, almacenamiento y servicios públicos de energía en América del Norte, América Latina, el Sudeste Asiático y Medio Oriente.
