Carga de transformadores para clientes de DER

PPL Electric Utilities (PPL Electric) ha establecido umbrales para el dimensionamiento de los transformadores secundarios propiedad de la empresa de servicios públicos. Los transformadores son piezas importantes de equipos eléctricos que conectan directamente la empresa de servicios eléctricos y nuestros clientes. Por lo tanto, mantener la salud y confiabilidad de este activo clave es de vital importancia. Basándose en hallazgos de terceros y datos disponibles que ilustran un aumento en los recursos energéticos distribuidos (DER) y el correspondiente flujo de energía bidireccional en la red, estos investigadores externos han descubierto que la carga de los transformadores conduce a reducciones significativas de la vida útil. Esta sobrecarga potencial afecta directamente la confiabilidad, la seguridad y los costos para los clientes.

Carga de transformadores para clientes de DER

Actualización: PPL Electric Utilities establece nuevos umbrales para el dimensionamiento de transformadores secundarios propiedad de la empresa de servicios públicos para nuevas solicitudes recibidas a partir del 1 de enero. 8/23/2024 . En ese momento, se estableció en 90% de la capacidad máxima del transformador. Basándose en nuevos hallazgos, PPL Electric ha revisado esta cantidad de sobrecarga al 95 % de la capacidad máxima del transformador para nuevas aplicaciones recibidas a partir de ese momento. 01/21/2025 .

Los estándares tradicionales de carga de transformadores se derivan en función de la temperatura interna del aceite y la ruptura del aislamiento de papel en los devanados del transformador. Normalmente, se espera que un transformador experimente dos picos dentro de un período de carga de 24-hour . De manera similar, se supone que el transformador experimentará un período de enfriamiento durante la noche. Al interconectar un cliente que únicamente genera energía solar al sistema de distribución de PPL, se debe considerar un perfil de carga diferente. Se prevé que un transformador interconectado a una instalación solar esté en carga inversa constante durante todo el período de generación diurno, con una carga mínima presente durante la noche. El estándar a continuación, confirmado por una empresa de ingeniería externa, considera el patrón de carga de estos clientes de DER solares:

Los clientes de tarifa GS3 (3PH), tarifa GS1 (1PH) y tarifa RS (1PH) que toman conexión de servicio secundario pueden dimensionar hasta el 95% (0.95) de la placa de identificación del transformador instalado, propio y mantenido por PPL de la clasificación en kVA del transformador igual a la clasificación en kW de la placa de identificación del inversor total, redondeada hacia abajo al valor entero más cercano.
es decir, 2500 kVA (valor nominal) X 0.95 = 2375 kW (generación conectada)

Esta fórmula se aplicará para cualquier tamaño de transformador que permita PPL (hasta un tamaño máximo de transformador montado en pedestal de 2500 kVA y 480Y/277 V).

Si un solicitante desea conectar más de la generación permitida, puede solicitar una conexión de servicio primario de tarifa LP4 (3PH) en la que el cliente instala, posee y mantiene su propia transformación.
Si un cliente solar excede la capacidad máxima permitida de un transformador, no se le permitirá instalar varios transformadores en paralelo para aumentar la generación en kW conectada.
Se deben utilizar transformadores y medidores individuales.
El cliente debe incluir puntos de aislamiento visibles y mecánicos para evitar cualquier conexión en paralelo, retroalimentación o sobrecarga involuntaria de un solo transformador.
No se permiten configuraciones Delta, 240Δ/120 V, 3 PH para conexión DER ni para conexiones de transformadores primarios del Cliente ni para secundarios PPL.

Transformador Secundario PPL placa de identificación máxima generación conectada.

2500 kVA (PAD) (3PH) X 0.95 = 2375 kW (Generación conectada) 480Y/277 V, conexiones de cable 3-phase 4
2000 kVA (PAD) (3PH X 0.95 = 1900 kW (Generación conectada) 480Y/277 V, conexiones de cable 3-phase 4
1500 kVA (PAD) (3PH) X 0.95 = 1425 kW (Generación conectada) 480Y/277 V, conexiones de cable 3-phase 4
1000 kVA (PAD) (3PH) X 0.95 = 950 kW (Generación conectada) Conexiones de cable 480Y/277 V, 208Y/120 V, 3-phase 4
750 kVA (PAD) (3PH) X 0.95 = 712 kW (Generación conectada) Conexiones de cable 480Y/277 V, 208Y/120 V, 3-phase 4
500 kVA (PAD/OH) (3PH) X 0.95 = 475 kW (Generación conectada) Conexiones de cable 480Y/277 V, 208Y/120 V, 3-phase 4
300 kVA (PAD/OH) (3PH) X 0.95 = 285 kW (Generación conectada) Conexiones de cable 480Y/277 V, 208Y/120 V, 3-phase 4
167 kVA (PAD/OH) (1PH) X 0.95 = 158 kW (Generación conectada) 120/240 V, 1-phase 3 conexiones de cables
150 kVA (PAD/OH) (3PH) X 0.95 = 142 kW (Generación conectada) Conexiones de cable 480Y/277 V, 208Y/120 V, 3-phase 4
100 kVA (PAD/OH) (1PH) X 0.95 = 95 kW (Generación conectada) 120/240 V, 1-phase 3 conexiones de cables
75 kVA (PAD/OH) (1PH) X 0.95 = 71 kW (Generación conectada) Conexiones de cable de 120/208 V, 120/240 V, 1-phase 3
50 kVA (PAD/OH) (1PH) X 0.95 = 47 kW (Generación conectada) 120/240 V, 1-phase 3 conexiones de cables
25 kVA (PAD/OH) (1PH) X 0.95 = 23 kW (Generación conectada) 120/240 V, 1-phase 3 conexiones de cables
15 kVA (OH) (1PH) X 0.95 = 14 kW (Generación conectada) 120/240 V, 1-phase 3 conexiones de cables
10 kVA (OH) (1PH) X 0.95 = 9 kW (Generación conectada) 120/240 V, 1-phase 3 conexiones de cables