Major Drivers of Long-Term Distribution Transformer Demand

Major Drivers of Long-Term Distribution Transformer Demand

Los transformadores de distribución, utilizados para reducir la tensión de nivel medio a nivel de servicio para el consumo eléctrico final, experimentan actualmente un desequilibrio sin precedentes entre la oferta y la demanda. Los plazos de entrega de los transformadores son de hasta dos años (cuatro veces más que antes de 2022) y los precios han aumentado entre 4 y 9 veces en los últimos tres años. La escasez actual se atribuye a una demanda pospandémica reprimida; a la dificultad para contratar, formar y retener mano de obra cualificada; a los problemas de la cadena de suministro de componentes; y a la escasez de materiales (acero eléctrico de grano orientado, aluminio y cobre). El suministro de transformadores es fundamental para la confiabilidad y el crecimiento del sistema eléctrico. Además, los problemas de la cadena de suministro, si no se resuelven, también pueden afectar a los objetivos climáticos con respecto a la electrificación de la demanda y el crecimiento de las energías renovables. Este informe resume el análisis inicial realizado por el Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL), con el apoyo de la Oficina de Electricidad y la Oficina de Política del Departamento de Energía de EE.UU. (DOE), para evaluar los impulsores a largo plazo de la demanda de transformadores de distribución. Los aumentos previstos de la demanda se deben no sólo a una confluencia de la electrificación y el crecimiento de las energías renovables, sino también al envejecimiento de la infraestructura eléctrica, el aumento de la frecuencia y la gravedad de los fenómenos meteorológicos extremos, y las inversiones impulsadas por las empresas de servicios públicos para mejorar la confiabilidad y la resistencia del sistema de distribución de electricidad. La mayoría de los transformadores de distribución son propiedad de más de 3.000 empresas de servicios públicos municipales, cooperativas y propiedad de inversores de todo Estados Unidos. Parte de la capacidad de los transformadores es propiedad privada de grandes clientes comerciales e industriales (aproximadamente el 20% del número total de transformadores, según estimaciones históricas) y se utiliza para la distribución eléctrica in situ. El Código de Reglamentos Federales define los transformadores de distribución como aquellos que tienen una tensión de entrada igual o inferior a 34,5 kV, una tensión de salida igual o inferior a 600 V y una capacidad de 10-2.500 kVA. En este caso, se examinan los transformadores de hasta 5.000 kVA, dada la tendencia al aumento de las capacidades debido a la electrificación y a las definiciones revisadas en las normas propuestas. También se interpretan de forma laxa las tensiones de entrada y salida, dada la tendencia del flujo bidireccional de energía debido a los recursos energéticos distribuidos (en particular, la energía solar fotovoltaica). 

En el análisis se tienen en cuenta los transformadores elevadores, utilizados para los recursos energéticos renovables y la mayoría de las aplicaciones de almacenamiento de energía en baterías, porque estos transformadores comparten muchas de las mismas propiedades, cadenas de suministro y fabricantes que los transformadores de distribución. Las conclusiones de este informe son el resultado de un análisis inicial del NREL y de extensas entrevistas con los principales fabricantes de transformadores de EE.UU. y con organizaciones representativas de las empresas eléctricas. Un conocimiento preciso de las existencias actuales de transformadores de distribución es fundamental para comprender los factores que impulsarán la demanda futura. Esto implica conocer la cantidad de transformadores actualmente desplegados, la capacidad de estos activos, su envejecimiento y los perfiles de carga. Faltan datos cuantitativos sobre el número y la capacidad del parque de transformadores de distribución desplegado actualmente en el país. La recopilación de datos es un reto porque implica conocer los activos de más de 3.000 empresas de distribución y transformadores de propiedad privada. Los informes del último gran estudio sobre el inventario nacional, realizado en 1994, estimaban el parque en más de 50 millones de transformadores (tanto públicos como privados), con más de 2,3 TW de capacidad instalada de propiedad pública. Las estimaciones iniciales del NREL sobre las existencias actuales oscilan entre 60 y 80 millones de transformadores con más de 3 TW de capacidad instalada. El análisis de alto nivel de este informe incluye una serie de suposiciones sobre el volumen y la capacidad de las existencias actuales a partir de los conjuntos de datos del formulario 861 de la Administración de Información Energética de EE.UU., los datos del formulario 1 de la Comisión Federal Reguladora de la Energía y datos específicos de empresas de servicios públicos concretas. Se prevé que análisis posteriores revisarán el número y la capacidad del parque actual. Un aspecto clave de la evaluación del parque actual es la edad de los activos. Existe un amplio consenso entre los ingenieros de las empresas de que la mayoría de los transformadores están llegando al final de su vida útil. Sin embargo, se dispone de pocos datos sobre la edad real de los transformadores. La edad del parque actual se estima a partir de la edad del parque de edificios (tanto de la Encuesta de Consumo Energético Residencial como de la Encuesta de Consumo Energético de Edificios Comerciales). En la década de 1990 y principios de la de 2000 se produjo un importante crecimiento de la construcción en Estados Unidos, pero desde la recesión económica de finales de la década de 2000 se ha construido relativamente menos, lo que probablemente se traduce en un menor parque de menos de 10-15 años de antigüedad. Sin embargo, las existencias de cada empresa son muy heterogéneas.  

Mientras que algunas empresas tendrán un parque más antiguo (por ejemplo, DTE Energy en Detroit estima que la edad media de sus transformadores de subestación es de 41 años, con una esperanza de vida típica de 40-45 años), las grandes inversiones en la recuperación de las tormentas han llevado a otras empresas a tener una flota relativamente moderna (por ejemplo, ConEdison en la ciudad de Nueva York perdió más de 900 transformadores de distribución en el huracán Sandy en 2012 y ha invertido 1.000 millones de dólares en la resiliencia de la red desde el desastre). Un cálculo reciente de una empresa de servicios públicos de Massachusetts estimaba que el 35% de su parque tenía más de 30 años. Se espera que los transformadores duren más de 20 años con carga nominal, pero en la práctica, los transformadores con bajas condiciones de carga y temperaturas suaves pueden durar más de 50 años. La capacidad de carga de los transformadores es otro elemento crítico para comprender cuánto crecimiento de carga pueden soportar estos activos. La capacidad de carga de los transformadores es dinámica y depende de su carga térmica (temperatura), que es función del flujo de corriente que los atraviesa, la duración del flujo de corriente elevado, las temperaturas ambiente y la ganancia de insolación solar. Se dice que los transformadores cargados a la capacidad nominal están cargados al 100%, pero estos activos pueden facilitar cargas de hasta el 200% durante breves periodos con escaso impacto en la esperanza de vida o la degradación del aislamiento. La sobrecarga (es decir, la carga superior al 100%) que puede absorber un transformador depende de las condiciones de temperatura ambiente, el perfil de carga y la duración y magnitud de la sobrecarga. Las sobrecargas repetidas y de larga duración (>125%-150%) acaban por reducir la vida útil de un transformador y aumentan la probabilidad de que el dispositivo falle. La demanda de transformadores está impulsada por varios elementos que pueden clasificarse en términos generales como sustitución del parque existente y crecimiento de la demanda. La sustitución se debe a una serie de mecanismos, como el envejecimiento y el sobrecalentamiento, los cortocircuitos, los mecanismos de fallo aleatorios y los fenómenos meteorológicos extremos. El crecimiento de la demanda puede dar lugar a la necesidad de una sustitución activa de los activos desplegados o de nuevos activos dedicados a nuevos clientes. El NREL está desarrollando capacidades de análisis para examinar la demanda futura de transformadores, que será objeto de futuros análisis e informes. Se está examinando múltiples tendencias que aumentarán tanto la tasa actual de sustitución de existencias de transformadores como el crecimiento de nuevos clientes. Se están construyendo un modelo de demanda para examinar cómo el fallo de los dispositivos, la sustitución proactiva y el nuevo crecimiento afectarán al crecimiento anual de las existencias de transformadores.

 

El informe analiza los factores a largo plazo que influyen en la demanda de transformadores de distribución en los Estados Unidos. El informe, apoyado por el Departamento de Energía de EE. UU. (DOE) y el Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL), aborda la creciente demanda de transformadores de distribución debido a varios factores como la electrificación, el envejecimiento de la infraestructura eléctrica, el crecimiento de las energías renovables y la mayor frecuencia de eventos climáticos extremos. La demanda de estos transformadores ha superado la oferta, con tiempos de espera extendidos y aumentos de precios significativos. La mayor frecuencia y severidad de los eventos climáticos extremos, como huracanes, tormentas y olas de calor, también están aumentando la demanda de transformadores. Estos eventos no solo causan daños directos a la infraestructura existente, sino que también aumentan la carga en los transformadores debido a mayores demandas de energía en condiciones extremas. La modernización y la inversión en la resiliencia de la red son críticas para enfrentar estos desafíos. La demanda de transformadores está impulsada tanto por la necesidad de reemplazo del stock existente como por el crecimiento de la demanda. El envejecimiento de los activos, el sobrecalentamiento, los cortocircuitos y los eventos climáticos extremos son factores clave que impulsan la necesidad de reemplazo. Además, el crecimiento de la electrificación, especialmente en vehículos eléctricos y bombas de calor, está aumentando significativamente la demanda de nuevos transformadores. Se espera que la capacidad de los transformadores necesarios aumente entre un 160% y un 260% para 2050 debido a estos factores. La mayor frecuencia y severidad de los eventos climáticos extremos, como huracanes, tormentas y olas de calor, también están aumentando la demanda de transformadores. Estos eventos no solo causan daños directos a la infraestructura existente, sino que también aumentan la carga en los transformadores debido a mayores demandas de energía en condiciones extremas. La modernización y la inversión en la resiliencia de la red son críticas para enfrentar estos desafíos. El informe subraya la necesidad de una planificación proactiva y de una modernización de la infraestructura para satisfacer la creciente demanda de transformadores de distribución. Esto incluye el desarrollo de métricas precisas de carga y programas de gestión de la demanda para optimizar el tamaño y la capacidad de los transformadores. Los esfuerzos futuros se centrarán en refinar los modelos de demanda y en analizar más a fondo el impacto de las tendencias de electrificación y el cambio climático en la infraestructura de distribución eléctrica.  

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