Operar dos o más transformadores en paralelo es una práctica habitual para aumentar la capacidad instalada o mejorar la redundancia de un sistema eléctrico. Sin embargo, hacerlo sin verificar las condiciones de compatibilidad puede resultar en corrientes circulantes de alta magnitud que sobrecargan los transformadores sin alimentar carga útil alguna. Conocer qué parámetros deben coincidir — y por qué — es esencial antes de cerrar el seccionador de interconexión.
Contenido
- ¿Por qué se ponen transformadores en paralelo?
- Condición 1: misma relación de transformación
- Condición 2: mismo grupo vectorial (fase de vector)
- Condición 3: misma impedancia de cortocircuito (Zeq)
- Condición 4: misma frecuencia y forma de onda
- Caso especial: transformadores de distinta potencia en paralelo
- Verificación previa al cierre del paralelo: checklist operativo
- Corriente circulante: cálculo y límite tolerable
- Procedimiento operativo: maniobra de transferencia en paralelo
01¿Por qué se ponen transformadores en paralelo?
La operación en paralelo de transformadores responde a tres necesidades operativas principales:
02Condición 1: misma relación de transformación
La primera y más crítica condición es que la relación de transformación (tensión primaria / tensión secundaria) sea idéntica en todos los transformadores en paralelo. Si las tensiones de secundario son diferentes, se produce una diferencia de tensión entre los bornes de conexión, y al cerrar el paralelo, circula una corriente proporcional a esa diferencia dividida entre la suma de impedancias:
Ejemplo: T1 = 400 V, T2 = 404 V → ΔV = 4 V
Zeq1 = Zeq2 = 0.055 × (400²/1000) = 8.8 mΩ a 1000 kVA
Ic = 4 / (8.8 + 8.8) mΩ = 227 A circulantes sin carga
Una diferencia de tan solo 1% en la relación de transformación puede generar corrientes circulantes del orden del 10–20% de la corriente nominal — energía que se disipa en pérdidas sin alimentar ninguna carga. La tolerancia admisible según IEC 60076-1 es ±0.5% en la relación de transformación para paralelo sin corriente circulante significativa.
03Condición 2: mismo grupo vectorial (fase de vector)
El grupo vectorial define el desfase angular entre el primario y el secundario del transformador. Es el factor más crítico — un error en el grupo vectorial significa que las tensiones de secundario están desfasadas (por ejemplo 30°) y los transformadores no pueden operar en paralelo bajo ningún ajuste de tap:
| Grupos vectoriales | ¿Compatibles en paralelo? | Nota |
|---|---|---|
| Dyn11 con Dyn11 | Sí | Estándar europeo — el más común |
| Dyn11 con Yyn0 | No — 30° de desfase | Requiere transformador de desfase intermedio |
| Dyn11 con Dyn1 | No — 60° de desfase | Corriente de cortocircuito al cerrar paralelo |
| Yd11 con Yd11 | Sí | Comunes en MT industrial |
| YNyn0 con YNyn0 | Sí | Con mismo grupo y relación |
04Condición 3: misma impedancia de cortocircuito (Zeq)
La impedancia porcentual de cortocircuito (%Zeq, también llamada %Ucc o %Z en la placa de datos) determina cómo se reparte la carga entre los transformadores en paralelo. Si las impedancias son diferentes, el reparto de carga es desigual:
S_T2 = S_total × (Z_T1 / (Z_T1 + Z_T2))
Ejemplo: T1 (1000 kVA, %Z=5%) y T2 (1000 kVA, %Z=6%)
S_T1 = 1800 × (6 / 11) = 982 kVA → 98.2% de carga
S_T2 = 1800 × (5 / 11) = 818 kVA → 81.8% de carga
En el ejemplo, T1 llega al límite de su capacidad nominal (1000 kVA) cuando T2 solo está al 82%. Si la carga total sube a 2000 kVA, T1 tomaría 1091 kVA — un 9.1% de sobrecarga. Tolerancia recomendada: ±10% en %Zeq para que el reparto no sea inequitativo.
05Condición 4: misma frecuencia y forma de onda
- Misma frecuencia: condición obvia pero relevante en microredes con generadores: solo se puede poner en paralelo transformadores cuando la fuente de alimentación tiene exactamente la misma frecuencia. En sistemas con diferentes fuentes (utility + generador), el paralelo solo ocurre al momento de transferencia sincronizada.
- Secuencia de fases: los tres terminales del secundario de T1 deben conectarse en la misma secuencia de fases que los de T2. Un error de secuencia de fases en el secundario produce una tensión diferencial de √3 × V — equivalente a aplicar la tensión de línea directamente entre barras — causando cortocircuito instantáneo al cerrar el paralelo.
- Tensión de tap coincidente: si los transformadores tienen tap changer, ambos deben estar en la misma posición de tap antes de poner en paralelo. Si un transformador tiene su OLTC en una posición que da 402 V y el otro 400 V, hay 2 V de diferencia y corriente circulante (ver s02).
06Caso especial: transformadores de distinta potencia en paralelo
Es posible poner en paralelo transformadores de diferente potencia nominal si se cumplen las condiciones de grupo vectorial, relación de transformación e impedancias. Sin embargo, el reparto de carga sigue siendo inversamente proporcional a la impedancia individual (en ohmios, no en %):
Z_T2 (Ω) = %Z × V² / S_T2 = 0.05 × 400² / 2,000,000 = 4.0 mΩ
Con %Z igual para ambos, la carga se reparte proporcionalmente a la potencia:
S_T1 = S_total × (4 / 12) = 33.3% → Correcto: T1 (1 MVA) toma 1/3
S_T2 = S_total × (8 / 12) = 66.7% → Correcto: T2 (2 MVA) toma 2/3
El paralelo de transformadores de potencias diferentes funciona bien si el %Z de ambos es idéntico. En la práctica, los fabricantes no garantizan exactamente el mismo %Z entre unidades de diferente capacidad, por lo que siempre conviene calcular el reparto con los valores reales de placa antes de autorizar la operación en paralelo.
07Verificación previa al cierre del paralelo: checklist operativo
| # | Verificación | Herramienta | Criterio OK |
|---|---|---|---|
| 1 | Relación de transformación | Voltímetro en BT, ambas barras | ΔV < 0.5% (2 V en 400 V) |
| 2 | Grupo vectorial | Placa de datos / prueba de simetría | Grupo idéntico (ej. ambos Dyn11) |
| 3 | Secuencia de fases | Secuencímetro en barra de unión | Misma secuencia RST/ABC |
| 4 | Impedancia %Z | Placa de datos + cálculo de reparto | Diferencia < 10% entre unidades |
| 5 | Posición de tap | Indicador OLTC o medición directa | Misma posición de tap en ambos |
| 6 | Tensión diferencial en punto de unión | Voltímetro entre barras BT antes de cerrar | ΔV < 2–3 V (< 0.5% en BT 400 V) |
| 7 | Protecciones diferenciales activas | Panel de relés | 87T habilitado en ambos transformadores |
08Corriente circulante: cálculo y límite tolerable
La corriente circulante existe en todo paralelo real — incluso con transformadores nominalmente idénticos habrá pequeñas diferencias de fabricación. Lo importante es que esté dentro de un límite que no cause sobrecalentamiento. El siguiente diagrama unifilar resume la topología típica y el punto exacto donde aparece la corriente circulante cuando las impedancias no coinciden:
Ejemplo: %Z1 = 5%, %Z2 = 6%, ΔZ = 1%
I_c / I_n = 1% / (5% + 6%) = 9.1%
A plena carga (I_n = 1443 A para 1000 kVA, 400 V):
I_c = 0.091 × 1443 = 131 A circulantes — verificar temperatura
09Procedimiento operativo: maniobra de transferencia en paralelo
📋 Secuencia estándar para transferencia de carga T1 → T2 en paralelo
- Paso 1 — Energizar T2: cerrar el interruptor de AT de T2 con el interruptor de BT de T2 abierto. Verificar tensión en BT de T2 (voltímetro).
- Paso 2 — Verificar sincronismo: medir la tensión diferencial entre barra de BT de T1 y barra de BT de T2 en el punto de unión (interruptor tie). Debe ser < 2 V y misma secuencia de fases.
- Paso 3 — Cierre del interruptor tie (paralelo): cerrar el interruptor de interconexión. Verificar que la corriente en cada alimentador sea razonable (sin picos de corriente circulante excesivos).
- Paso 4 — Verificar reparto de carga: leer amperímetros de T1 y T2. El reparto debe ser coherente con la relación de potencias e impedancias calculada en s06.
- Paso 5 — Desconexión de T1 (si es la intención): abrir el interruptor de BT de T1 — toda la carga pasa a T2. Luego abrir interruptor de AT de T1. Verificar tensión y carga en T2.
Referencias
- IEC 60076-1:2011 — Power transformers — Part 1: General
- IEC 60076-5:2006 — Power transformers — Part 5: Ability to withstand short circuit
- IEEE C57.12.00-2015 — Standard for General Requirements for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers
- IEEE C57.105-1978 — Guide for Application of Transformer Connections in Three-Phase Distribution Systems
- IEC 60076-8:1997 — Power transformers — Part 8: Application guide