Resumen Ensayos Eléctricos Transformadores de Potencia Partes y accesorios del transformador: Matriz de diagnóstico de pruebas eléctricas según TB445 de CIGRE. En lo que refiere a los ensayos, el TB 445 realiza una clasificación por categoría. Distingue seis tipos de problemas típicos que pueden ser detectados a través de los ensayos eléctricos básicos y avanzados, y el análisis de gases disueltos (DGA). A través de una matriz establece qué ensayos pueden ser útiles para detectar cada uno de estos problemas. En la tabla II se presenta dicha matriz considerando únicamente los ensayos eléctricos básicos. Dicha matriz permite saber qué pruebas realizar para detectar cada tipo de problemas. De la misma forma, determina qué problemas se detectan con cada prueba. Por ejemplo, establece que si se desea detectar defectos en el circuito magnético se pueden realizar las pruebas de corriente de excitación, capacitancia y factor de disipación. Alternativamente, propone que la prueba de resistencia de aislamiento es válida para detectar problemas en los aislamientos tanto de los bobinados, bushings y conmutador, como del circuito magnético. Clasificación de ensayos según IEEE C57.152 A diferencia del TB 445, el documento de IEEE propone dividir al transformador según las partes que lo componen, y en base a esa clasificación determina cuáles son los ensayos que se pueden realizar para evaluar cada componente. Las partes del transformador discriminadas en dicha clasificación son: bobinados (incluido su aislamiento), bushings, aislamiento líquido, conmutadores, núcleo, tanques y dispositivos asociados, y transformadores de corriente. Esta norma, además de transformadores de potencia incluye en sus recomendaciones a los reactores y los reguladores. A modo de ejemplo, en la Tabla III se muestran los ensayos propuestos para realizar un diagnóstico de la condición de los bobinados, tanto de transformadores como de reactores y reguladores. Según IEEE C57.152 La tabla 1 es una recopilación de las pruebas de mantenimiento recomendadas, requeridas y opcionales típicamente realizadas en transformadores llenos de aceite durante sus comisionamientos, durante tiempo de servicio y posterior a disparos por protecciones causados por fallas en el sistema o fallas internas. Pruebas de Transformador de potencia inmerso en aceite Mantenimiento Comisionamiento En servicio Posterior a disparo por protección debido a falla en el sistema Tanque Principal Presión de Opcional Opcional Opcional tanque Prueba núcleo a Recomendado Requerida Requerida tierra según los según los resultados de la resultados de la prueba REC prueba REC Prueba de Recomendado Recomendado Requerida calidad de según los líquido aislante y resultados de la análisis de gases prueba REC disueltos (DGA) Prueba de Opcional Opcional Opcional Furano Vacío Recomendado Opcional Opcional Resistencia de Recomendado Requerida Requerida aislamiento según los según los resultados de la resultados de la prueba REC prueba REC Resistencia de Recomendado Requerida Requerida devanado según los según los resultados de la resultados de la prueba REC prueba REC Relación de Recomendado Requerida Requerida transformación según los según los (DETC Tapsresultados de la resultados de la cambiador de prueba REC prueba REC tomas sin carga) Corriente de Recomendado Requerida Requerida excitación según los según los resultados de la resultados de la prueba REC prueba REC Factor de Recomendado Requerida Requerida potencia / Tan según los según los Delta resultados de la resultados de la prueba REC prueba REC Descarga parcial Opcional Opcional Opcional Posterior a disparo por protección debido a falla interna Recomendado Recomendado Recomendado Recomendado Recomendado Recomendado Recomendado Recomendado Recomendado Recomendado Opcional Voltaje Inducido Opcional Análisis de Recomendado respuesta en frecuencia Respuesta de frecuencia dieléctrica Infrarrojo Bushing Resistencia de contacto Infrarrojo Factor de potencia / Tan Delta Opcional Opcional Requerida según los resultados de la prueba REC Opcional Opcional Opcional Requerida Recomendado según los resultados de la prueba REC Opcional Opcional No aplica Recomendado No aplica No aplica Opcional No aplica No aplica Opcional No aplica Recomendado Recomendado Recomendado No aplica No aplica Requerida Recomendado según los resultados de la prueba REC Continuidad Recomendado No aplica No aplica Recomendado Cambiador de tomas bajo carga (OLTC) y cambiador de tomas sin carga (DETC) Prueba de Recomendado Recomendado Requerida Recomendado calidad de aceite según los aislante y DGA resultados de la para el OLTC prueba REC Continuidad de Recomendado Requerida Requerida Recomendado contactos para el según los según los OLTC resultados de la resultados de la prueba REC prueba REC Infrarrojos para No aplica Recomendado No aplica No aplica el OLTC Análisis de Recomendado Requerida Requerida Recomendado corriente del según los según los motor para el resultados de la resultados de la OLTC prueba REC prueba REC Medidas de Opcional Opcional Opcional Opcional vibración y acústica para el OLTC Pruebas de Opcional Opcional Opcional Opcional voltaje dinámico para el OLTC Equipos auxiliares Calibración de de Recomendado Recomendado Opcional Recomendado indicadores de nivel y temperatura Calibración del Recomendado Recomendado Opcional Recomendado relé de presión de gases Ventilación de Recomendado Recomendado Opcional Recomendado alivio de presión Control de los ventiladores Control de las bombas de aceite Pararrayos Transformadores de corriente de los bushing Recomendado Recomendado Opcional Recomendado Recomendado Recomendado Opcional Recomendado Recomendado Recomendado Recomendado Requerida según los resultados de la prueba REC Recomendado Requerida según los resultados de la prueba REC Recomendado Requerida según los resultados de la prueba REC Pruebas en aceite de transformadores: El método recomendado para determinar el voltaje de ruptura dieléctrica del líquido aislante (ASTM D1816 [B13]) utiliza electrodos con tapa esférica del tipo Verband Deutscher Elektroechniker (VDE) en su celda de prueba. La contaminación y los productos de deterioro generalmente reducen la rigidez dieléctrica del líquido aislante. El voltaje de ruptura dieléctrica del líquido aislante indica la capacidad del líquido aislante para resistir la tensión eléctrica sin fallar. Las altas resistencias dieléctricas no indican la ausencia de contaminantes. No debería existir una correlación directa entre una determinada tensión de ruptura y un fallo, excepto en casos extremos. Esta prueba puede realizarse satisfactoriamente en el campo, pero es más controlable en un ambiente de laboratorio. Se debe realizar una prueba visual para verificar que la muestra no contiene agua libre o burbujas de aire causadas por la agitación durante el transporte. Gases Disueltos The dissolved gas test (ASTM D3612 [B15]) determines the dissolved gas components in service-aged insulating liquid. This test should be used to determine the amount of specific gases generated by a liquid-filled in-service transformer. Certain combinations and quantities of these generated gases are frequently the first indication of a possible malfunction that may eventually lead to failure if not corrected. Arcing, PD, low-energy sparking, severe overloading, and overheating in the insulation system are some of the mechanisms that can result in chemical decomposition of the insulating materials and the formation of various combustible and noncombustible gases dissolved in the insulating liquid. Normal operation may also result in the formation of some gases, but not to the same extent as when a malfunction exists. Winding resistance: - - - Generalmente la prueba es realizada para determinar evidencias de desplazamiento físico en las bobinas, conexiones sueltas, vueltas cortocircuitadas y defectos de aislamiento. Normalmente esta prueba se realiza de ultima para evitar afectar a las otras pruebas por efectos de magnetismo. Los resultados son usualmente interpretados mediante una comparación de las medidas realizadas en cada fase o en una conexión en estrella o por par de terminales en conexión en delta. De igual manera se puede comparar con valores previos obtenidos en fábrica. La resistencia entre fases debería eser entyre 2% a 5% Ratio/polarity/pase relation - - Los resultados de la prueba relación de transformación y polaridad son valores absolutos y deberían ser comparados con las especificaciones de la placa de datos del fabricante. Durante comisionamiento en campo, si el transformador tiene cambiador de tomas, la relación de voltaje debe ser determinada para cada una de las posiciones. La tolerancia de la relación de transformación debe estar entre 0.5% de los datos mostrados en la placa de datos. - La prueba detecta cortocircuitos entre espiras Corriente de excitación. - - La prueba es también conocida como Prueba de Excitación Monofásica. Se realiza en campo como prueba de diagnóstico para monitorear características de circuito abierto en los devanados del transformador. Puede ser muy útil para detectar defectos como devanados paralelos con diferente relación de vueltas. La prueba puede verse afectada por un magnetismo del núcleo. Durante la prueba, los terminales del devanado aterrados normalmente cuando el transformador se encuentra en servicio, también deben ser conectados a tierra, excepto por el devanado energizado para la prueba, por ejemplo, en un transformador estrella-estrella, el neutro del devanado energizado para la prueba será conectado al cable de retorno del circuito de medida, mientras que el neutro del otro devanado será conectado a tierra. Los resultados de la prueba se comparan con pruebas previas o con transformadores de características similares. Prueba de impedancia de cortocircuito (reactancia de fuga). Durante toda la vida útil del transformador, este puede verse sometido a grandes corrientes a través de sus devanados en virtud a diversos factores como: fallas externas, fallas internas, corrientes de arranque, sobrecargas, sobre tensiones, entre otras. Estas corrientes tienen un efecto electro mecánico en el transformador que puede generar deformaciones radiales o axiales en los bobinados, debilitando los espaciadores y estructuras que mantienen la integridad y forma de los mismos; si bien es cierto, un transformador en este estado puede operar sin ningún problema, pero, la condición de deformación y debilidad en su estructura, lo vuelve vulnerable a que pueda colapsar totalmente en el momento en que una corriente de gran magnitud ocurra en el sistema, ocurriendo una falla interna por cortocircuito entre devanados o a tierra y, por lo tanto, llevando a la salida de servicio el equipo generando así, grandes costos de reparación La prueba de impedancia de corto circuito, también conocida como reactancia de fuga (parte imaginaria de la impedancia de corto circuito), consiste en medir la impedancia generada con el devanado secundario del transformador en corto circuito aplicando una determinada corriente fase por fase en el devanado primario. Con cada corriente aplicada se mide la tensión generada y finalmente se calcula la impedancia de cortocircuito con los 3 valores (transformador trifásico) o un único valor (transformador monofásico) obtenidos(s). Es importante tener en cuenta que esta prueba es sensible a los cambios geométricos que pueden tener los devanados, ya que mide la resistencia del cobre y la inductancia de fuga (impedancia). Los valores de impedancia de corto circuito obtenidos, se deben comparar con los datos de placa del transformador y/o protocolos de fábrica y pruebas anteriores; de acuerdo al estándar IEEE C57.152 y CIGRE 445. Los resultados obtenidos con desviaciones inferiores a ±2% no se suelen ser significativos y desviaciones mayores ±3% deben investigarse y evaluarse en conjunto con otras pruebas como SFRA o capacitancia y DF. La prueba equivalente trifásica funciona tanto para devanados configurados en triángulo como en estrella. En ambos casos no se utilizan los terminales neutros. Los tres terminales del pasatapas del lado BT o del lado de línea están cortocircuitados entre sí. Los cortocircuitos deben tener un tamaño adecuado, superior al No. 1 AWG, para que los resultados de las pruebas no se vean afectados negativamente por la resistencia creada por los conductores pequeños. Los cortocircuitos deben ser lo más cortos posible. Los contactos deben estar limpios y apretados. Se toman tres conjuntos de lecturas en los tres pares de terminales de casquillo que corresponden a las tres patas de los devanados del transformador. Para una configuración en delta o en estrella, esto normalmente sería de H1 a H2, de H2 a H3 y de H3 a H1. Un cambio en la impedancia de cortocircuito del transformador indica un posible movimiento del devanado. Dado que la precisión general de la medición no es mejor que el 1%, al utilizar medidores con una precisión del 0,5%, los cambios de ±2% de la impedancia de cortocircuito generalmente no se consideran significativos. Los cambios superiores al ±3% de la impedancia de cortocircuito deben considerarse significativos. Por ejemplo, un cambio de impedancia de cortocircuito del 5,0% al 5,4% debe considerarse significativo ya que indica un cambio del 8%. Para obtener más información sobre pruebas de impedancia, consulte IEEE Std C57.12.90. Resistencia de aislamiento Las pruebas de resistencia de aislamiento son realizadas para determinar resistencia de aislamiento de devanados individuales a tierra o entre devanados. Comúnmente es medida en megaohms o puede ser calculada. La practica recomendada para medir la resistencia de aislamiento es siempre conectar a tierra el tanque (y el núcleo), cortocircuitar cada devanado del transformador mediante los bushing. Posteriormente la prueba es realizada entre cada devanado y los otros devanados conectados a tierra. Los devanados nunca se dejan flotando para medidas de resistencia de aislamiento. Tipos de conexiones para las pruebas: Las pruebas NUNCA deben realizarse bajo condición de vacío. Luego de terminar la prueba, los terminales deben ser conectados a tierra por tiempo suficiente para descargar correctamente (hay equipos de prueba que descargan directamente) Una resistencia de aislamiento de cero o de bajo valor, indica un devanado a tierra, cortocircuito entre devanados, trazas de carbón pesado. Estas posibilidades deberían ser confirmadas mediante pruebas adicionales como índice de polarización, Factor de Potencia, o contenido de humedad en el aceite. Prueba de índice de polarización (parte de la prueba de resistencia de aislamiento). El índice de polarización es el promedio de la resistencia de aislamiento entre el valor medido a los 10 minutos y el valor medido al minuto 1 con voltaje constante. La corriente total desarrollada al aplicar un voltaje de CC en estado estacionario se compone de los siguientes tres componentes: ç - Corriente de carga: Debido a la capacitancia del aislamiento medido. Esta corriente cae de un valor máximo a cero muy rápidamente. Corriente de absorción: debido al cambio de carga molecular en el aislamiento. Esta corriente transitoria decae hasta cero más lentamente. Corriente de fuga: que es la verdadera corriente de conducción del aislamiento. La corriente de fuga varía con el voltaje de prueba. También puede tener un componente debido a la fuga superficial que se debe especialmente a la contaminación superficial. Dado que la corriente de fuga aumenta a un ritmo más rápido con la humedad presente que con la corriente de absorción, las lecturas de megaohmios no aumentan con el tiempo tan rápido con un aislamiento en malas condiciones como con un aislamiento en buenas condiciones. Esto da como resultado un índice de polarización más bajo. Una ventaja de la relación de índice es que todas las variables que pueden afectar una sola lectura de megaohmios, como la temperatura y la humedad, son esencialmente las mismas para las lecturas de 1 min y 10 min. Indice de polarización: Lectura de resistencia de aislamiento a 10 minutos / lectura de resistencia de aislamiento a 1 minuto. Los siguientes valores son una guía para evaluar el aislamiento del transformador usando valores de índice de polarización: Menor a 1.0: Peligroso De 1.0 a 1.1: Pobre De 1.1 a 1.25: Cuestionable 1.25 a 2.0: Aceptable Mayor a 2.0: Bueno El índice de polarización no debe ser usado para analizar el aislamiento de transformadores de potencia nuevos. El índice de polarización para aislamientos líquidos siempre es cercano a 1. Por lo tanto, el índice de polarización para transformadores con líquidos de baja conductividad (e.g, aceite de minera nuevo) puede ser bajo, pero con buena condición de aislamiento. Prueba de factor de disipación y capacitancia (Factor de Potencia). La prueba de factor de disipación va mano a mano con la prueba de capacitancia. Para propósitos de discusión, ambas pruebas de factor de disipación y factor de potencia se consideran funcionalmente equivalentes, sin embargo, hay diferencias en los cálculos de ambas pruebas. típicamente análisis de aceite usa el término factor de disipación, mientras que las pruebas eléctricas al menos en norte América lo llaman factor de potencia. Se debe tener en cuenta que tan-delta es también otra forma común de referirse a las funcionalidades equivalentes de estas pruebas. Para la mayoría de los transformadores, Factor de Potencia, Factor de Disipación y Tan-Delta tienen el mismo valor calculado hasta de dos dígitos significantes para la mayoría de sistemas de aislamiento por debajo de 10% Factor de Potencia y por lo tanto, puede ser usado de manera intercambiable. El factor de potencia ha sido conocido por largo tiempo como uno de los métodos mas efectivos de evaluar la condición general de un transformador y se centra a un programa de mantenimiento basado en la condición del transformador. La prueba de factor de potencia puede ayudar a determinar si el nivel de contaminación está por encima de los valores de riesgo estándar o si hay una posibilidad de daño mecánico debido a un movimiento de la bobina. El factor de potencia por si mismo es uno de los métodos que lidera la detección de humedad y contaminación en el transformador, pero también puede ser influenciado por la condición del bushing y temperatura de ambiente. La medida de capacitancia puede ayudar a juzgar si ha habido un movimiento fuerte de la bobina o si las capas de aislamiento han sido dañadas. Prueba de voltaje inducido. La prueba permite verificar que el aislamiento en el transformador se encuentra en condición aceptable y puede soportar condiciones normales de servicio. En las pruebas realizadas en fábrica, la prueba de voltaje inducido es la ultima prueba dieléctrica y es usada para confirmar que el transformador ha pasado todas las otras pruebas y para confirmar que no hay problemas dieléctricos ocultos o fallas que no fueron detectadas en pruebas previas. Por lo tanto, los resultados exitosos de esta prueba dan la seguridad de que el transformador puede ser energizado sin un riesgo significante de falla. Esta prueba es recomendada para los siguientes casos cuando ninguna otra prueba de campo de rutina da la confianza de que el transformador se encuentra listo para entrar en servicio: - Prueba en sitio luego de reparación o fabricación. Para identificación de falla. Cuando los resultados del DGA indica posible PD (Gas H2 como indicador para transformadores sellados herméticamente, no transformadores de respiración libre). - Si el transformador puede estar contaminado. Luego de falla de componentes (bushing, bombas, cambiador de tomas) Luego de posibles daños en el transporte evidenciado por la lectura del registrador de impactos o prueba de diagnóstico (FRA) Cuando sonidos inusuales son detectados en el interior del transformador. Cuando la protección del transformador dispara, especialmente cuando los equipos de protección (relé de presión súbita, relés diferenciales, etc) han operado. Cuando alguna otra información de pruebas dieléctricas, como factor de potencia o DFR, resistencia de aislamiento o calidad del liquido aislante indican algun problema. La prueba de voltaje inducido es realizada a una frecuencia superior a la frecuencia nominal para evitar sobre excitación del núcleo cuando un voltaje superior anormal es usado.
